Hodnocení přiměřenosti výrobních kapacit ES ČR do roku 2030 · Poslední dostupný MAF...

Zpracoval:

ČEPS, a.s.

Elektrárenská 774/2

101 52 Praha 10

Datum vydání: 30. 08. 2017

Hodnocení přiměřenosti výrobních kapacit ES ČR do roku 2030

____________________________________________________________________ 1 citace … REGULATION (EC) No 714/2009 OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL čl. 8,

Zpracoval ČEPS, a.s.

Anotace: Zajištění bezpečného provozu ES a požadované kvality dodávky elektřiny závisí

kromě spolehlivostních parametrů PS a DS na přiměřené skladbě výrobního mixu.

Výhledy o stavu přiměřenosti výrobních kapacit jsou sestavovány na úrovni EU tak, aby bylo možné realizovat střednědobá opatření směřující k zajištění požadované úrovně zabezpečenosti dodávky. Legislativně je stanoveno vydávání těchto výhledů každé dva roky spolu s desetiletým plánem rozvoje sítí. Z důvodu narůstajícího významu a důležitosti přiměřenosti výrobních kapacit byl přijat v ENTSO-E interní standard zpracovávat tyto výhledy každoročně. Nařízení Evropského parlamentu a Rady (ES) č. 714/2009 upravuje tuto povinnost následovně: „Výhled přiměřenosti výrobních kapacit v Evropě vychází z národních výhledů přiměřenosti výrobních kapacit vypracovaných jednotlivými provozovateli přenosových soustav“1. Nové legislativní návrhy EK pro vnitřní trh s elektřinou a risk preparedness z konce loňského roku tyto povinnosti rozšiřují a metodicky upravují.

Na základě tohoto nařízení se ČEPS, a.s. aktivně podílí na vytváření nástrojů pro hodnocení přiměřenosti výrobních kapacit, spolu se systémovou přiměřeností na národní a regionální úrovni. Interně je zapotřebí řešit otázky sjednocení datové základny, používaní vhodných modelů a metodik pro posuzování dostatečnosti uvažovaných podmínek provozu ES ČR, pracující v synchronním propojení s okolními systémy. Externě se prosazování tuzemských zájmů zajišťuje prostřednictvím aktivní účasti v pracovních a expertních skupinách ENTSO-E a mezinárodních projektech zabývajících se spolehlivostí provozu ES. V současné době probíhá na této úrovni mimo jiné aktualizace plánů řízení rizik, příprava na krátkodobé hodnocení dostatečnosti výrobních kapacit a rozšíření této formy spolupráce i na sousední regiony. Tímto způsobem je zastoupena Česká republika při implementaci nových pravidel pro zpracování adequacy reportů.

V předloženém dokumentu je provedena podrobná analýza v souladu s metodikou ENTSO-E tak, aby byly patrné doporučené postupy pro hodnocení přiměřenosti výrobních kapacit a jednotná interpretace zjištěných spolehlivostních ukazatelů na úrovni EU, členských zemí nebo okolního regionu. Proto jsou v dokumentu použity dostupné materiály ENTSO-E z tzv. hodnocení MAF. Cílem je poskytnout souhrnnou informaci, podložit provázanost analýz a závěrečných doporučení.

Zpracoval ČEPS, a.s.

Obsah:

1. Úvod ............................................................................................................ 4

1.1. Cíle a poslání dokumentu ............................................................................ 4

1.2. Návaznost na MAF ...................................................................................... 4

2. Hodnocení přiměřenosti výrobních kapacit na úrovni EU ............................ 6

3. Střednědobý výhled výrobních kapacit ES ČR ............................................ 9

3.1. Zdroje využívající fosilní paliva .................................................................... 9

3.2. Jaderné elektrárny ..................................................................................... 10

3.3. Velké vodní elektrárny ............................................................................... 10

3.4. OZE a decentralizovaná energetika .......................................................... 11

4. Vyhodnocení vývoje roční spotřeby ČR do roku 2030 .............................. 12

4.1. Analýza aktuálního vývoje zatížení a spotřeby ES ČR .............................. 12

4.2. Prognóza vývoje spotřeby – TNS, popis modelu ....................................... 12

4.3. Scénář A .................................................................................................... 13

4.4. Scénář B .................................................................................................... 13

4.5. Porovnání scénářů A a B ........................................................................... 14

5. Simulace klimatických podmínek a hodinový model zatížení .................... 15

5.1. Modelování teplotní závislosti zatížení ES ČR .......................................... 15

5.2. Pravděpodobnostní modelování zatížení ES ČR ...................................... 15

6. Hodnocení přiměřenosti výrobních kapacit ES ČR ................................... 18

6.1. Stručný popis výpočetního postupu ........................................................... 18

6.2. Analýza nasazení zdrojů v ES ČR ............................................................. 19

6.3. Pravděpodobnostní indikátory ................................................................... 20

6.4. Vyhodnocení výsledků ............................................................................... 20

6.4.1. Výsledky simulace (LOLE a ENS) pro základní scénáře II. a IV. (V.) ..... 21

6.4.2. Výsledky simulace UC (LOLE a ENS) pro rizikové scénáře I. a III. ........ 22

6.4.3. Srovnání výsledků simulací pro roky 2025 a 2030 (real time adequacy) 23

6.4.4. Výsledky simulace – Bilanční rezerva ..................................................... 24

7. Analýza dostupnosti regulačních výkonů .................................................. 26

8. Závěr ......................................................................................................... 28

Příloha ................................................................................................................... 1

I. Zkratky ............................................................................................................ 1

Zpracoval ČEPS, a.s. 4

1. Úvod

Z dostupných hodnocení provozu ES na národní i EU úrovni je patrné, že dochází ke zvyšování systémového rizika. Nárůst výroby obnovitelných zdrojů, tržní a ekonomické podmínky, včetně politických rozhodnutí kladou zvýšené nároky na provoz klasických elektráren a vedou mimo jiné ke ztrátě flexibility výrobního portfolia. Vytváření účinných nástrojů pro eliminaci nových provozních rizik se neobejde bez pokročilých výpočetních metod pro hodnocení skladby výrobního portfolia a jeho přiměřenosti.

1.1. Cíle a poslání dokumentu

Prioritním posláním provozovatele přenosové soustavy je zajišťovat bezpečný, spolehlivý a efektivní provoz ES ČR. Zajištění bezpečného provozu ES ČR a požadované kvality dodávky elektřiny závisí kromě spolehlivostních parametrů PS a DS také na úrovni dostupného výkonu, přiměřené skladbě výrobního mixu a dostatečné flexibilitě výroby (spotřeby). Z pohledu provozovatele PS sice nejsou podmínky v oblasti výroby přímo zabezpečovány, ale provozovatelé PS se touto problematikou zabývají v rámci střednědobých analýz. Cílem je nalézt objektivní přístup, který by konzistentně se scénáři a údaji zpracovávanými na úrovni EU mapoval existující a budoucí rizika plynoucí z očekávaného vývoje výrobních kapacit a charakteru spotřeby.

Legislativně jsou na úrovni EU povinnosti PPS v oblasti analýz chování výrobního portfolia upraveny Nařízením EP a Rady (ES) č. 714/2009 (střednědobý výhled přiměřenosti výrobních kapacit v Evropě, resp. letní a zimní výhledy). V zájmu bezpečnosti a spolehlivosti provozu rozvíjí řada provozovatelů PS tyto legislativní povinnosti na dobrovolné bázi nebo s ohledem na požadavky národní legislativy.

V souladu s požadavkem na analýzu nových rizik se do hodnocení přiměřenosti výrobního portfolia prosazují také pravděpodobnostní simulace náhodných stavů ovlivňujících nasazení výrobních a regulačních kapacit. Na rozdíl od běžného deterministického posouzení výkonové bilance pro vybrané časové řezy je nově simulován náhodný průběh stochastických veličin pro každou hodinu zvoleného období (zpravidla rok).

S ohledem na tyto požadavky provozovatel přenosové soustavy ČEPS přistoupil k záměru vypracovat zprávu o stavu přiměřenosti výrobních kapacit ES ČR za účelem zajištění konzistentních podkladů pro hodnocení v pravidelných výhledech ENTSO-E a koordinaci rozvojových plánů jednotlivých PPS. Tyto materiály budou následně používány pro střednědobé plánování a systémová opatření, včetně možných námětů k rozvoji tržní infrastruktury.

Cílem je vytvořit dokument, obsahující analýzu systémových rizik spolehlivosti výkonové bilance ES s využitím pravděpodobnostního přístupu pro různá období a scénáře spotřeby, úrovně výstavby a obnovy/dožití konvenčních zdrojů, propustnosti mezinárodních propojení, variantního podílu OZE a DECE.

1.2. Návaznost na MAF

ENTSO-E pravidelně vydává ve spolupráci s PPS Adequacy report, který poskytuje účastníkům trhu s elektřinou v EU přehled o stavu přiměřenosti výrobních kapacit v pěti až desetiletém horizontu. Do roku 2016 se dokument jmenoval Scenario Outlook and Adequacy Forecast - zkráceně SO&AF1 a v roce 2016 byl nahrazen novým dokumentem Mid-term

1https://www.entsoe.eu/Documents/SDC%20documents/SOAF/150630_SOAF_2015_publication_wcover.pdf


Adequacy Forecast - zkráceně MAF2 . Zároveň došlo ke změně metodiky zpracování. MAF report je již plně zaměřen na pravděpodobnostní přístup modelování spotřební a zdrojové části ES – tzv. generation adequacy. Nařízení EK stanovuje pravidelné vydávání tohoto dokumentu spolu s desetiletým plánem rozvoje sítí – tzv. „TYNDP package“ (zaměřený na system adequacy).

Tímto způsobem je zajištěna pravidelná informovanost účastníků trhu s elektřinou v EU o stavu výrobních kapacit, jejich dostatečnosti a spotřebě v různých scénářích rozvoje soustav zahrnutých do ENTSO-E, se zaměřením na výkonovou bilanci, rezervy, indikátory spolehlivosti a skladbu výrobního mixu. Hodnocení je založeno na národních datech, reportovaných každým členským PPS s přihlédnutím k následujícím požadavkům:

Metodologie a její rozvoj musí umožnit aplikaci modelu, schopného zachytit podstatná rizika stavu přiměřenosti regionální a Pan-EU soustavy.

Poskytnout informaci o potřebě flexibilních kapacit v soustavě, se zaměřením na jejich fyzickou dostupnost v reálném čase.

Požadavky na flexibilitu v hodnocení přiměřenosti jsou založeny na modelování jevů závislých na počasí souvisejících s proměnlivostí zatížení, změnách ve výrobě větrných a solárních elektráren v hodinovém rozlišení a odpovídajícímu provoznímu nasazení výrobních jednotek, podílejících se na regulaci výkonových změn.

Report „Hodnocení přiměřenosti výrobních kapacit ES ČR do roku 2030“ vydala ČEPS poprvé v roce 2016. ČEPS bude tento report vydávat pravidelně pro ES ČR s roční periodicitou vždy se střednědobým výhledem. Cílem reportu je navázat na evropské výpočty, s využitím pravděpodobnostního přístupu a metodiky pro hodnocení přiměřenosti výrobních kapacit aplikované v MAF, a provést podrobnější posouzení se zohledněním národních a regionálních podmínek.

Report doplňuje dokumenty zavedené v ČR (Roční příprava provozu, očekávaná dlouhodobá rovnováha mezi nabídkou a poptávkou elektřiny a plynu- výhled do roku 2050) v podobě zpracování střednědobého výhledu a zároveň je i součástí interních dokumentů ČEPS (Studie rozvoje a obnovy PS). Návaznost jednotlivých dokumentů je zřejmá z následujícího obrázku.

Obr.1.1. – Návaznost interních a externích dokumentů 2https://www.entsoe.eu/Documents/SDC%20documents/MAF/MAF_2016_FINAL_REPORT.pdf


2. Hodnocení přiměřenosti výrobních kapacit na úrovni EU

Cílem této kapitoly je prezentovat nejdůležitější závěry a přehledy z hodnocení přiměřenosti výrobních kapacit na úrovni EU, tedy z MAF reportu.

Poslední dostupný MAF report 2016 pracuje s roky 2020 a 2025. Rok 2020 odpovídá předpokladům pro TYNDP 2016 a scénář „expected progress“. Pro potřeby zpracování MAF reportu byla aktualizována data pro rok 2020 a doplněna data za rok 2025.

Před samotnými výsledky hodnocení přiměřenosti výrobních kapacit EU jsou nejprve uvedeny vstupní podklady zaslané jednotlivými PPS do ENTSO-E. Níže je uvedeno shrnutí vybraných základních předpokladů.

Změny v netto instalovaných výkonech mezi roky 2020 a 2025 shrnuje následující graf.

Obr.2.1. – Změny netto instalovaných výkonů mezi lety 2020 a 2025 (zdroj:MAF)

U většiny PPS je patrný významný úbytek konvenčních zdrojů a nárůst obnovitelných zdrojů. Při analýze změn chování výrobního mixu je třeba dát do souvislosti nejen vývoj instalovaných kapacit, ale i související dobu využití maxima u jednotlivých zdrojů. Zatímco konvenční elektrárny mají dobu využití maxima 4500 až 6000 h/rok, obnovitelné zdroje mají dobu využití maxima pouze do cca 2000 h/rok. Ve výsledku tedy na základě grafických srovnání struktury výrobních kapacit uvedených na předcházejícím a následujícím obrázku dochází i k výraznému úbytku vyrobené energie mezi roky 2020 a 2025.


Předpoklady v oblasti spotřeny zveřejněné v MAF reportu ilustruje následující obrázek. Barevně jsou odlišeny změny ve vývoji roční spotřeby mezi lety 2020 a 2025.

Obr.2.2. – Změny v roční spotřebě mezi lety 2020 a 2025 (zdroj:MAF)

Výsledky posouzení přiměřenosti výrobních kapacit EU pro roky 2020 a 2025 pro „base case“ jsou přehledně zobrazeny na následujícím grafu. Pro prezentaci výsledků MAF reportu v tomto dokumentu byl vybrán ukazatel ENS (Energy Not Supplied/Served), který vyjadřuje chybějící energii k pokrytí očekávané spotřeby a to včetně uvažovaného importu. V grafu jsou zobrazeny pouze země, u kterých hodnota ENS nabývá kladných hodnot větších než 300 MWh. Vzhledem k robustnosti zvoleného pravděpodobnostního přístupu v rámci metodiky MAF, byly všechny zvolené scénáře počítány pomocí metody Monte Carlo na čtyřech výpočetních programech.

Výsledky prezentované v tomto dokumentu byly pro větší přehlednost a jednoduchost omezeny pouze na výpočetní programy s2 (Antares) a s6 (Grare), které jsou svými modely nejbližší ČR. Srovnání zbylých výpočetních programů s4 (Bid) a s5 (Plexos) je uvedeno v MAF reportu dostupném na stránkách ENTSO-E. Obdobným, avšak podrobnějším postupem bude provedeno hodnocení přiměřenosti výrobních kapacit ČR pro jednotlivé scénáře v kapitole č.6.

Pro rok 2020 dosahuje nejvyšší hodnoty ENS Velká Británie, výsledky jsou nicméně ovlivněny konzervativním přístupem v rámci zpracování MAF reportu. Velká Británie v souladu se svým scénářem Gone Green scenario, zveřejněným v roce 2015, plánuje zprovoznit nové mezinárodní interkonektory, které jí umožní importovat chybějící energii.


MAF však při svých výpočtech posuzoval pouze kapacity interkonektorů buď již existujících nebo uvedených v dřívějších plánech zaslaných do ENTSO-E.

Výsledky přiměřenosti výrobních kapacit EU pro rok 2025 již ukazují výrazně vyšší hodnoty ENS v porovnání s rokem 2020. Nárust hodnot ENS je dán především poklesem výrobních kapacit klasických řiditelných zdrojů a oproti tomu nárustem obnovitelných zdrojů. Dalším významným faktorem je velmi konzervativní přístup k předpokladu přenosových kapacit. Očekávaný růst spotřeby cca 1 % na úrovni průměru ENTSO-E též přispívá k vyšším hodnotám ENS.

Obr.2.3. – Výsledky výpočtů přiměřenosti výrobních kapacit EU pro rok 2025 „base case“

(zdroj:MAF)

Zpracoval ČEPS, a.s 9

3. Střednědobý výhled výrobních kapacit ES ČR

Cílem této kapitoly je představit předpoklady této zprávy v oblasti výrobních kapacit ES ČR, se zaměřením na výhled provozu jednotlivých částí zdrojové základny. Struktura zdrojového mixu ES ČR v roce 2016 je patrná z následujícího grafu.

Obr.3.1. - Struktura výroby a zdrojového mixu ES ČR v roce 2016; (Zdroj: ERÚ, OTE)

Pro střednědobý výhled zdrojové základny ČR (viz obr. 3.1.) bude na úrovni velkých zdrojů určující právě provozování stávajících výroben elektřiny, jelikož z dostupných informací (např. smlouvy o připojení do přenosové soustavy) vyplývá, že v současnosti neprobíhá příprava žádného nového systémového zdroje, který by mohl být do ES ČR připojen ve výhledu roku 2030. Veškerý další rozvoj lze tedy předpokládat zejména na úrovni decentrálních zdrojů.

Pro stanovení předpokladů v oblasti střednědobého výhledu provozu zdrojů provedla ČEPS v souladu s nařízením 714/2009 ES dotazníkové šetření zahrnující všechny tepelné a vodní elektrárny s instalovaným výkonem nad 10 MWe (tedy zdroje, jejichž souhrnná výroba představuje přibližně 90 % výroby elektřiny v ČR). Úspěšnost dotazníkového šetření byla 100 % – informace pro zpracování této zprávy byly zajištěny od všech oslovených provozovatelů.

Pro stanovení rozvoje v oblasti decentrálních zdrojů byly využity předpoklady koncepčních materiálů ČR (SEK, Potenciál rozvoje KVET, apod.) a zohledněny možné odchylky od předpokládaného vývoje související s aktuálním vývojem energetického sektoru.

3.1. Zdroje využívající fosilní paliva

Jako zdroje využívající fosilní paliva jsou v tomto materiálu označeny takové výrobny, které využívají hnědé a černé uhlí a zemní plyn, případně spolu/paralelně spalované v kombinaci s dalšími palivy. Tento typ zdrojů představuje dominantní část zdrojové základny ČR, proto byl výhled provozu jednotlivých zdrojů s instalovaným výkonem nad 10 MWe podrobně zmapován v rámci dotazníkového šetření. Budoucí provoz tohoto typu zdrojů je v současnosti konfrontován s množstvím nepříznivých faktorů. Mezi ty patří dožívání výrobních technologie, požadavky na další zpřísňování emisních limitů podle závěrů o BAT, nízké velkoobchodní ceny elektřiny, očekávaný růst nákladů na povolenky CO2 a v neposlední řadě i stále ne zcela vyjasněné využití tuzemského hnědého uhlí pro jednotlivé zdroje.

Komplexní negativní vliv těchto faktorů ve svém důsledků působí na omezování kondenzační (elektrárenské) výroby u teplárenských zdrojů a současně je příčinou odstavování spalovacích zdrojů s převážně kondenzační výrobou. Této problematice bude při aktualizacích reportu věnována značná pozornost, jelikož nejsou doposud dořešeny všechny aspekty související s budoucím provozem tohoto typu zdrojů.


Dosud nebyla provedena ekologizace všech spalovacích zařízení (uvažovaných v tomto reportu) na parametry emisí stanovené směrnicí 2010/75/EU, navíc budou muset provozovatelé výroben provést další úpravy nutné pro plnění emisních limitů podle aktuálně schválených závěrů o BAT. V oblasti těžby tuzemského hnědého uhlí jsou k dispozici informace o budoucí dostupnosti paliva vhodného pro teplárenství (lomy Bílina, ČSA, Sokolovská uhelná) i pro kondenzační výrobu (lomy Libouš, Vršany), způsob rozdělení tohoto paliva na jednotlivé zdroje však není definitivně vyřešen.

Celkově lze mezi lety 2017 a 2030 u zdrojů využívajících fosilní paliva očekávat odstavení více než 4 GW instalovaného výkonu.

Obr.3.2 – Vývoj instalovaného výkonu zdrojů nad 10 MW využívajících fosilní paliva.

U některých zdrojů existují nejistoty týkající se provozu po roce 2020, proto je třeba tuto oblast výrobní základny dále průběžně monitorovat.

3.2. Jaderné elektrárny

Provoz jaderných elektráren Dukovany (EDU) a Temelín (ETE) je jednou ze stěžejních oblastí týkající se problematiky přiměřenosti výrobních kapacit v ČR. Záměrem provozovatele ČEZ je zajištění dlouhodobého provozu obou stávajících jaderných elektráren. Proto v současné době provádí zvýšenou úroveň kontrol a údržby, což ovlivňuje celkovou výrobu v horizontu roku 2018. V následujícím období by již výroba měla dosahovat úrovně dřívějších maxim.

Zatímco dosažení projektové životnosti elektrárny ETE je za hranicí roku 2030, v případě EDU se jedná o aktuální téma (bloky jsou v současnosti na hranici projektové 30leté životnosti). Provozovatel posuzuje z hlediska ekonomiky (resp. nezbytných investičních opatření) tři varianty prodloužení provozu EDU – cca do období 2025, 2035 a 2045.

V rámci tohoto dokumentu je uvažován předpoklad prodloužení provozu EDU za hranici roku 2025 a v rámci scénářů je provedena citlivostní analýza na případnou nedostupnost dukovanských bloků.

3.3. Velké vodní elektrárny

V oblasti výroby velkých vodních elektráren se nepředpokládají žádné významnější změny, tedy zachování výkonu přečerpávacích vodních elektráren (PVE; 1,17 GW) i akumulačních a průtočných vodních elektráren (AVE; 0,75 GW).


3.4. OZE a decentralizovaná energetika

Pro oblast výroby elektřiny na zdrojích s instalovaným výkonem pod 10 MW nebylo provedeno dotazníkové šetření. V rámci modelování se proto vychází z centrálních statistik ČR, predikčních nástrojů EU a dále z výhledů vývoje jednotlivých typů výroben dle koncepčních dokumentů ČR korigovaných o aktuálně dosažený stav a očekávané požadavky na ČR z hlediska rozvoje OZE. S výhledem do roku 2030 se jedná o jedinou část výrobní základny ČR, kde by mělo docházet k realizaci nových zdrojů.

Rozvoj intermitentních zdrojů (FVE a VTE) je zpracován ve scénářích, zatímco odhady rozvoje ostatních zdrojů jsou řešeny invariantně.

Fotovoltaické a větrné elektrárny

Následující křivky vývoje instalovaného výkonu FVE a VTE (obr.3.3. a 3.4.) reprezentují předpokládaný rozvoj zdrojů.

Obr.3.3. a 3.4. – Scénáře ČEPS vývoje instalovaného výkonu FVE a VTE do roku 2030

Cílem kritického scénáře je detekovat možný kritický rozvoj FVE zejména pro potřeby simulace mezních variant souvisejících s rozvojem OZE. Z pohledu ČEPS mají kritické scénáře hlavně analytický význam a pomáhají identifikovat potenciálně rizikové situace, a proto jsou také označovány jako kritické scénáře.

Ostatní OZE a decentrální zdroje

V oblasti BPS bylo ke konci roku 2016 v provozu 330 MW instalovaného výkonu, další rozvoj se v rámci zprávy předpokládá trendem do 8 MW/rok (v souladu se SEK).

V oblasti malých vodních elektráren (v současnosti cca 340 MW) se nepředpokládá významnější rozvoj, charakterizovaný nárůstem instalovaného výkonu k roku 2030 na cca 400 MW.

Výroba spalovacích zdrojů využívající pevná, kapalná a plynná paliva není na úrovni statistik samostatně vyhodnocována. Přesto byly pro potřeby simulací provedeny alespoň základní odhady na základě dílčích podkladů. V oblasti kogeneračních jednotek (KGJ, motorgenerátorů) využívajících zemní plyn byly v roce 2016 v provozu zdroje se souhrnným výkonem cca 270 MW. SEK se tomuto segmentu výroby elektřiny kvantitativně nevěnuje, do zprávy byl využit předpoklad rozvoje dle studie MPO o potenciálu KVET (cca 25 MW/rok). K roku 2030 lze tedy předpokládat až 800 MW KGJ. V oblasti malých tepláren využívajících černé a hnědé uhlí lze předpokládat současný celkový instalovaný výkon do 150 MW a jejich kompletní přechod na výtopenskou výrobu nebo výše uvedenou KVET z plynu v horizontu do roku 2023 (v důsledku požadavků na emise znečišťujících látek).


4. Vyhodnocení vývoje roční spotřeby ČR do roku 2030

Při zpracování střednědobých scénářů ČEPS je kladen důraz na využití primárních dat a možnost reagovat na aktuální změny ve struktuře spotřeby. Aktualizované scénáře spotřeby slouží jako podklad pro posouzení uvažovaných prognóz v oblasti vývoje výrobního mixu, s důrazem na další integraci decentrálních zdrojů.

4.1. Analýza aktuálního vývoje zatížení a spotřeby ES ČR

Pro potřeby řízení provozu v reálném čase a plánování zdrojů v procesu přípravy provozu pracuje ČEPS s hodnotami brutto zatížení ES ČR, které odpovídají celkové koncové spotřebě všech odběratelů, včetně ztrát v sítích, lokální spotřebě a vlastní spotřebě na výrobu elektřiny a tepla. Brutto hodnoty jsou dále pro potřeby výpočtů, prováděných v rámci tohoto dokumentu, přepočítány na netto hodnoty. Tento přepočet je prováděn v souladu s metodikou ENTSO-E.

Skutečné zatížení ES ČR je mimo jiné závislé na aktuálních klimatických podmínkách a na celkové roční spotřebě (TNS). Aby byly při následných analýzách odstraněny náhodné klimatické vlivy, používá se korekce na teplotní normál.

Pro potřeby analýzy meziročních změn vývoje zatížení je zvolen jako bazický rok 2014, který představuje ustálení dopadů ekonomické krize a začátek postupného oživení. Z průměrných hodnot pro rok 2015 a 2016 lze odvodit hodnotu meziročního indexu pro rok 2016 ve výši 2,3 % pro výkonová netto maxima. V energii je trend poněkud vyšší a dosahuje meziročně až 2,7 %. Po přepočtení na teplotní normál dostáváme hodnoty ve výši 1,4 % pro výkonová netto maxima a pro energii meziročně 2 %.

Po odečtení ztrát v sítích a vlastní spotřeby na výrobu elektřiny získáme pro rok 2016 korigované hodnoty netto spotřeby na úrovni 61,2 TWh. Rozdíl mezi korigovanou a skutečnou spotřebou je 303 GWh. Teplotně byl rok 2016 v průměru o 0,8°C vyšší proti dlouhodobému normálu.

Výsledná hodnota meziročního indexu růstu tuzemské netto spotřeby TNS pro rok 2016 po korekci na teplotní normál je nižší a pohybuje se v rozmezí 2,0 – 2,2%. Z indikace ekonomického růstu cca 2,4 – 2,8 % lze odvodit, že růst spotřeby je aktuálně silněji svázán s růstem HDP v porovnání s předchozími roky. V období ekonomické recese očištěné indexy růstu spotřeby dosahovaly hodnot pod 1 % až cca 1,3 % v roce 2015. V tomto trendu se projevuje celá řada makroekonomických vlivů. Jejich analýza bude provedena v další kapitole.

4.2. Prognóza vývoje spotřeby – TNS, popis modelu

Používaný model zatížení a spotřeby elektřiny musí odpovídat metodickým požadavkům vyplývajícím z definice spotřeby na různých úrovních. Na ČEPS se více používá model brutto spotřeby TBS. Z důvodu větší provázanosti s operativním řízením provozu ES a strukturou měřených údajů je tento model vhodný pro krátkodobé plánování. Model netto spotřeby ENTSO-E na rozdíl od modelu tuzemské národní spotřeby - TNS zohledňuje také spotřebu elektřiny na přenos a distribuci elektřiny, ale bez vlastní spotřeby výrobních jednotek.

Model TNS podle metodiky ERÚ nejvíce odpovídá nárokům na modelování koncové spotřeby zákazníků připojených k síti. Výše uvedené modely – „brutto ČEPS“, „netto ENTSO“ a „TNS ERÚ“ není vhodné mezi sebou lineárně kombinovat. Důvodem je, že saldo zahraniční spolupráce, ztráty v sítích a diagramy technologické spotřeby mají rozdílný časový profil a využití. Tyto položky je lépe modelovat samostatnou časovou řadou.


Aplikovaný model spotřeby a analýza hlavních faktorů

Predikce je dle metodologie ENTSO-E formulována ve dvou scénářích A a B, které se liší o předpoklady vývoje klíčových faktorů ovlivňujících výši TNS. Hlavní faktory byly vybrány v souladu s ENTSO-E dle síly jejich vlivu.

Vliv Scénář A (Konzervativní)

(„Jako doposud“)

Scénář B (Nejlepší odhad)

(„Očekávaný pokrok 2020“) Vývoj HDP Průměrný růst Vyšší ekonomický růst

Demografie Shodný vývoj pro scénář A i B

Efektivnost domácích spotřebičů

Jako doposud Prosazení úsporných opatření

Efektivnost veřejného osvětlení


Efektivnost motorů v průmyslu


Elektromobilita Komerčně se neuplatní Nástup plug-in EV po roce 2020

Tab.4.1. - Aplikované vlivy v jednotlivých scénářích

4.3. Scénář A

Predikce spotřeby elektřiny podle scénáře A na obr. 4.3. je založena na závislosti růstu spotřeby elektřiny, HDP a EEN. Podle scénáře A se předpokládá tuzemská netto spotřeba růst na hodnotu 66,7 TWh v roce 2025 a 68,6 TWh v roce 2030.

Obr.4.3. - Vývoj spotřeby elektřiny podle scénáře A

Rok 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

TNS Scénář A

62 551 63 258 63 920 64 542 65 123 65 667 66 176 66 651 67 094 67 508 67 894 68 255 68 592

Tab.4.2. - Vývoj spotřeby elektřiny podle scénáře A

4.4. Scénář B

Predikce elektřiny podle scénáře B (obr.4.4.) je založena na závislosti růstu spotřeby elektřiny, HDP a EEN a započtení dalších zesílených vlivů ovlivňujících konečnou spotřebu

‐5

0

5

10

15

20

0

20 000

40 000

60 000

80 000

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030

%

GWh

HDP v kupních cenách (mld. Kč, s.c. 2010) TNS (GWh) A

Tempo růstu HDP Scenar A % Tempo rustu TNS % A

EEN HDP (Wh/Kč) A


elektřiny. Podle scénáře B bude předpokládaná tuzemská netto spotřeba růst na hodnotu 65,1 TWh v roce 2025.

Obr.4.4.. - Vývoj spotřeby elektřiny podle scénáře B

Rok 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

TNS Scénář B

62 215 62 790 63 299 63 756 64 164 64 527 64 852 65 146 65 413 65 662 65 901 66 143 66 403

Tab.4.3. - Vývoj spotřeby elektřiny podle scénáře B

4.5. Porovnání scénářů A a B

Vytvořené predikce TNS dle scénáře A a B jsou konkretizací a kvantifikací předpokladů a klíčových vlivů dle metodologií ENTSO-E. Přes vyšší růst ekonomiky ve scénáři B dochází díky účinnému prosazování opatření ke zvýšení energetické efektivnosti k nižšímu nárůstu spotřeby elektřiny než ve scénáři A, a to i při zahrnutí zvýšené spotřeby na elektromobilitu.

Obr. 4.5. - Porovnání výsledných scénářů A a B.

‐2

‐1

0

1

2

3

4

5

0

20 000

40 000

60 000

80 000

2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030

%

GWh

HDP v kupních cenách (mld. Kč, s.c. 2010) TNS (GWh) Scénář B dle HDPTempo růstu HDP ‐ Scénář B Tempo rustu TNS % B

63 299

65 14666 40363 920

66 651

68 592

54 000

56 000

58 000

60 000

62 000

64 000

66 000

68 000

70 000

2015201620172018201920202021202220232024202520262027202820292030

GWh

TNS Scénář B TNS Scénář A


5. Simulace klimatických podmínek a hodinový model zatížení

Teplotní závislost je dlouhodobě sledovaný ukazatel a chová se odlišně v různých obdobích roku podle toho, zda odběr reaguje na topení, či chlazení, nebo popřípadě dobu slunečního svitu. K tomuto účelu se využívá s podporou ENTSO-E centrální klimatická databáze PECD 2.0 (Pan European Climate Database), která zaručuje synchronní a konzistentní datové modely pro různé geografické regiony a také další klimatické veličiny, včetně iradiace a síly větru.

5.1. Modelování teplotní závislosti zatížení ES ČR

Pro účely modelování zatížení v normálních klimatických podmínkách musí být do celkové roční spotřeby elektřiny promítnuta korekce na teplotní normál u všech pracovních, nepracovních a svátečních dnů. Podle metodiky ENTSO-E se používá aproximace kubickým polynomem pro jednotlivé typy dnů. Pro tyto účely jsou definovány jednotlivé teplotní zóny (topná zóna, komfortní zóna, klimatizační zóna, saturační zóna).[3]

S využitím této metody je modelována závislost denních maxim, minim a denní energie na průměrné denní teplotě viz obr. obr. 5.1a,b.

Obr.5.1.a,b - Teplotní závislosti denních netto maxim, průměrů a minim dnů v r. 2016

5.2. Pravděpodobnostní modelování zatížení ES ČR

Časová řada normálního zatížení se vytváří s použitím typových denních diagramů pro vybrané období roku (sezóny, měsíce, apod.) odděleně pro pracovní a nepracovní dny, svátky a další jiné specifické dny. Následně je proveden přepočet časové řady na předpokládanou úroveň roční spotřeby (TWh), včetně přeškálování diagramů na jiné hodnoty využití maxima vyvolané změnou struktury spotřeby.

Na následujícím grafu obr. 5.2 je uveden příklad roční časové řady (8 760 hod) pro normální zatížení (Ln - červeně), se zohledněním klimatických podmínek odpovídajících

3 Load Sensitivity Study of ENTSO‐E Member Countries, Sofia, October, 2013


teplotnímu normálu. Na tomtéž grafu jsou přepočítány hodnoty zatížení na simulované teploty příslušného klimatického roku (Ls – modře).

Obr.5.2. Zatížení v normálních podmínkách a simulace reálného průběhu teplot

S využitím parametrů popisujících teplotní závislost lze modelovat průběh zatížení podle simulovaných klimatických podmínek podle skutečných teplot. V praxi to znamená, že proběhne 34 simulačních běhů, kdy se vychází z 34 historických klimatických let. Pro každý simulační běh je vytvořena samostatná časová řada, která obsahuje hodinový průběh zatížení odpovídající reálným klimatickým podmínkám.

Obr.5.3. – Změny netto roční spotřeby ČR 2025 - sc. B, simulace klimatických podmínek.

Tyto průběhy lze následně statisticky porovnávat s chováním denních maxim a minim, ukazatelem využití roční spotřeby, popř. je agregovat do simulované roční energie (viz obr.5.3.). Tak je možné testovat kritické, nebo typové klimatické scénáře spotřeby podle zvoleného statistického kvantilu vyjadřující míru uvažovaného rizika v souladu s doporučeními pro hodnocení přiměřenosti. Na grafu jsou uvedeny horní a dolní mezní


hodnoty změn v roční spotřebě (kvantil P5 a P95) a také simulace odpovídající mediánu (P50) pro potřeby nasazení zdrojů v typických klimatických podmínkách.

Mezi změnou roční teploty a spotřebou je také silná závislost. Pro ČR lze spočítat, že v ročním průměru se změna spotřeby projevuje v rozpětí cca 0,7-0,9 TWh/°C roční teploty. Dalším zajímavým faktem je, že roky 2014 a 2015 patřily k nejteplejším za posledních 30-let pro výše uvedený průměr. To mj. částečně vysvětluje spolu s ekonomickou recesí velmi nízké růsty roční spotřeby a nízkou motivaci provádět úsporná opatření.

Obr.5.4. - Časová řada pro simulaci vlivu elektromobility 2025 - sc. B, klimatických podmínek

Z modelu ENTSO-E pro elektromobilitu pro rok 2025 – scénář B vyplývá potřebná disponibilita výkonu v rozmezí cca 2,5 až 31 MW. V zimních měsících jsou patrné lehce vyšší špičkové hodnoty než v letních měsících. Přes jarní a podzimní měsíce dochází ke snížení odběru. Obrázek níže zobrazuje předpokládaný hodinový průběh spotřeby tepelných čerpadel (TČ) vytvořený podle modelu ENTSO-E.

Obr.5.5. - Časová řada pro simulaci vlivu TČ 2025 - sc. B, klimatických podmínek


6. Hodnocení přiměřenosti výrobních kapacit ES ČR

V této kapitole jsou popsány základní uvažované scénáře, ze kterých vycházejí dále popsané výpočty a simulace. Pro každý scénář je níže uvedena výsledná výroba po jednotlivých kategoriích výrobních zdrojů v souladu s výsledky provedených simulací. Prováděné výpočty jsou v souladu s metodikou ENTSO-E a zohledňují v sobě optimalizaci nasazení zdrojů na pan-EU úrovni včetně výpočtu odpovídajícího salda pro jednotlivé země.

Výsledné hodnocení pro přiměřenosti výrobních kapacit zkoumaných scénářů je provedeno pomocí standardních ENTSO-E ukazatelů LOLE a ENS, které jsou pro lepší srovnání přehledně zobrazeny v grafech. Další způsob zobrazení výsledku představuje tzv. bilanční rezerva, která je detailně popsána v kapitole vyhodnocení výsledků.

Vzhledem k nejistotě ohledně budoucího vývoje zejména jaderných a obnovitelných zdrojů, je nutné zvolit několik scénářů, které pokryjí základní možnosti budoucího rozvoje.

Pro výhled struktury zdrojové základny jsou použity vlastní scénáře, založené na datech získaných v rámci dotazníkového šetření a z veřejně dostupných zdrojů, a následně jsou tato data korigována podle metodiky ENTSO-E. Zpracovaná data jsou využívána pro potřeby ČEPS a předávána směrem k ENTSO-E v rámci poskytování podkladů pro tvorbu jednotlivých dokumentů. V rámci výpočtů je uvažováno několik scénářů.

Schématický popis jednotlivých scénářů včetně podrobnějšího popisu shrnuje tabulka uvedená níže:

JE Dukovany FVE a VTE Simulováno pro

roky Spotřeba

Scénář I Nedostupné

Dle SEK 2020,2025

Scénář B

Scénář III Kritický rozvoj

(kap 3.4) 2020,2025

Scénář II

V provozu

Stávající trend 2020, 2021, 2024,

2025 a 2030

Scénář IV Kritický rozvoj

(kap 3.4) 2020, 2021, 2024,

2025 a 2030

Scénář V Stávající trend 2017 Scénář A

Tab.6.1. – Variantní předpoklady scénářů

6.1. Stručný popis výpočetního postupu

Nejprve je provedeno regionální hodinové nasazení zdrojů tzv. „unit commitment“ (UC). Pro výpočet je použit model POWRSym4. Tento model umožňuje pravděpodobnostně simulovat různé klimatické roky pro více zemí najednou. Výhodou je jednotné využití databáze PECD 2.0, umožňující korelovanou simulaci klimatických dat pro spotřebu a výrobu OZE (VTE a FVE) v rámci zvoleného regionu. Tím jsou zajištěny soudobé podmínky pro nasazení konvenčních zdrojů do reziduálního diagramu. Vstupem pro tento výpočet jsou data poskytnutá jednotlivými evropskými PPS v rámci PEMM (Pan-European market modelling). Zdroje jednotlivých zemí jsou nasazovány po kategoriích podle jednotné nákladové hypotézy.

Z obdržených výsledků na regionální úrovni jsou použity údaje o saldu, které slouží jako vstup pro upřesněný „country“ výpočet. Cílem je provést podrobnější analýzu chování zdrojů ES ČR a takto lépe zohlednit lokální podmínky. Z hlediska nákladové hypotézy jsou zdroje nasazovány na základě předpokladu, že čím více se předpokládá vyrobené roční energie u konkrétního zdroje (získané z dotazníkového šetření), tím více bude daný zdroj nasazen. Výpočet UC byl proveden z pohledu ENTSO-E netto (příslušné veličiny byly sníženy o vlastní spotřebu).


6.2. Analýza nasazení zdrojů v ES ČR

Přestože od roku 2020 (viz Obr. 3.2.) dochází k postupnému útlumu konvenčních elektráren, je z následující tabulky patrné, že mezi lety 2020 až 2025 dochází v rámci simulací UC k nárůstu výroby obrázku na konvenčních zdrojích. Důvod této na první pohled nelogičnosti je patrný z 2.1., kde je vidět, že v rámci zemi sdružených v ENTSO-E je plánován současně nárůst instalované kapacity obnovitelných zdrojů a útlum konvenčních zdrojů (ČU, HU, JE). Společně s tím většina zemí, mimo Německa, předpokládá růst či stagnaci spotřeby, viz Obr. 2.2. Očekávané záporné bilance zahraničních soustav proto „předurčují “ zdroje v ES ČR ke krytí tohoto salda.

Z níže uvedené tabulky je tak patrné, že i přes odstavení některých velkých zdrojů by mělo být udrženo vysokého zastoupení výroby elektřiny z uhlí. Dále simulace nasazení zdrojů (při uvažování bilance propojené soustavy) indikují postupný nárůst výroby elektřiny ze zemního plynu

Tab. 6.2. Roční výroby po jednotlivých kategoriích v letech 2020, 2025 a 2030 ve scénářích I. až IV.

Při výpočtech UC pro Českou republiku se uvažuje scénář B spotřeby (uplatní se úspory a elektromobilita), tedy nižší scénář spotřeby. V prvním kroku výpočtu se provede regionální nasazení zdrojů podle jednotné celoevropské nákladové hypotézy, čímž model provádějící nasazení zdrojů provede optimální nasazení zdrojů z celoevropského hlediska. Tedy nasadí zdroje na vyšší výkon než je z hlediska české potřeby nutné a to proto, aby se pokryl vzrůstající nedostatek zahraničních výrobních kapacit konvenčních zdrojů při rostoucí spotřebě okolních států.

Ve výsledku pak Česká republika v jednotlivých letech zvyšuje svůj export, přestože dochází k postupnému útlumu konvenčních zdrojů. Tento trend pak pokračuje i v roce 2030. Zde je nutné podotknout, že vysoký export, který vychází z výpočtů UC a je důsledkem toho, že ČR pokrývá na svých konvenčních zdrojích nedostatek okolních PPS, vůbec neznamená, že ve skutečnosti by ČR měla pokrývat nedostatek okolních PPS. Jedná se pouze o zjednodušený modelový výpočet, který je třeba dále zpřesnit o národní specifika. Např. že cena uhlí v ČR nemusí odpovídat uvažované nákladové hypotéze pro pan-EU výpočet.


Obr. 6.1. Srovnání celkové výroby, salda a přeshraničních toků (import a export) pro roky

2020, 2025 a 2030 ve scénářích I. až IV.

6.3. Pravděpodobnostní indikátory

Výsledkem přiměřenosti výrobních kapacit je informace, zda je v systému dostatek výkonu k pokrytí očekávané spotřeby. Přebytek, respektive nedostatek výkonu v soustavě definují ukazatele níže.

a) Nedodaná energie (ENS - Energy Not Supplied or Energy Not Served) [MWh/rok]

ENS vyjadřuje chybějící energii k pokrytí očekávané spotřeby a to včetně uvažovaného importu.

b) Počet hodin kdy není pokryté zatížení ( LOLE - Loss Of Load Expectation) [hod/rok]

Ukazatel LOLE udává počet hodin, kdy pro dané období (typicky rok) je hodnota zatížení větší než předpokládaná výroba včetně importu.

Podrobnější popis ukazatelů lze najít v dokumentu Hodnocení přiměřenosti výrobních kapacit ES ČR do roku 2025, Čeps 2016.

6.4. Vyhodnocení výsledků

S poklesem exportu a růstem závislosti na importu silně klesá využití PE, což je dáno především jejich disponibilitou a/nebo také možným vytěsněním levnější výrobou OZE ze zahraničí. Nedostupnost EDU nemá velký vliv na rozložení jednotlivých výrob PE, avšak zvyšuje závislost na systému dovozu v míře odpovídající odstavené kapacitě – cca 2 000 MW.

V případě hodnocení skutečného deficitu bilance ES lze výši exportního salda snižovat, až dojde k vyrovnání simulovaného systémového deficitu. Tento jev je v praxi ekvivalentní transakcím v podmínkách přeshraničního vnitrodenního obchodování. Pro statistické vyhodnocení pravděpodobnostních identifikátorů dále používáme tzv. emergency import, který simuluje zvolenou výši dodatečného importu pro pokrytí bilančních potřeb ES až do výše volné přenosové kapacity. Při výpočtech je tedy možné pro každou hodinu využít tento dodatečný import a to až do maximální výše uvažovaného emergency importu.


Pravděpodobností indikátory LOLE, a ENS jsou statisticky vyhodnoceny pro různě zvolené hladiny dodatečných importů tak, aby byla demonstrována jejich citlivost na dovozní závislosti z okolních ES. Jmenovitě se jedná o emergency import ve výši 0, 500, 1 000, 1 500 a 2 000 MW.h.

Obdržené výsledky za jednotlivé scénáře a roky jsou pro přehlednost prezentovány graficky. S nárůstem dodatečných importů se hodnoty pravděpodobnostních indikátorů snižují a popř. jsou nulové. Předpokládá se, že zvolený krok 500 MW.h a maximální výše 2 000 MW.h vystihuje závislost na dodatečných importech s dostatečnou granularitou a rozsahem pro odlišné scénáře. Při regionální simulaci je tento stav nahrazován větším počtem náhodných běhů, bez možnosti analýzy dostupnosti PpS.

Současná metodika ENTSO-E zohledňuje vliv dostupnosti PpS na reálnou přiměřenost tzv. real time adequacy4. Tento přístup byl rovněž aplikován v tomto hodnocení. V souladu s výše uvedenou metodikou se rozlišuje výchozí stav, kdy podpůrné služby nepřispívají k přiměřenosti výrobních kapacit. Následně je vyhodnocen stav odpovídající real time adequacy, kdy podpůrné služby ke skutečnému zajištění výkonové rovnováhy ES přispívají. Pro snazší čitelnost je v textu zobrazeno grafické zpracování pouze pro real time adequacy.

Kromě vyjádření pomocí LOLE a ENS je vhodné se na výsledky podívat i z pohledu bilanční rezervy, která vyjadřuje pomocí statistického zobrazení za všechny pracovní dny 3. kalendářního týdne daného měsíce v čase 18:00 – 19:00 kolik výkonu ještě zbývá v rezervě k dispozici na roztočených a stojících strojích navýšeného o předpokládaný export (případ, kdy by se neexportovalo a výkon by zůstal v ČR) a sníženého o hodnotu chybějícího a tedy nepokrytého výkonu ve výpočtu dle UC. V grafu je zobrazeno rozpětí mezi minimální a maximální hodnotou vzniklou pro každý měsíc.

6.4.1. Výsledky simulace (LOLE a ENS) pro základní scénáře II. a IV. (V.)

V této a následujících kapitolách (6.4.1 – 6.4.3) jsou prezentovány výsledky simulací pro jednotlivé scénáře a hladiny „emergency“ importů pro vyrovnání výkonové bilance v ES s ohledem na dostupnou přeshraniční kapacitu. Výsledky jsou nejprve uvedeny pro tzv. základní scénáře, které odpovídají scénářům B zpracovaných v ENTSO-E. Tyto scénáře (II. a IV.) počítají s plným provozem JE bez žádných omezení, liší se pouze jiným využitím OZE.

Doporučení pro spolehlivostní standard:

Pro další výpočty se považují za bezpečné a provoz ES CŘ neohrožující hodnoty LOLE ve výši 6 hodin pro P50% a 3 hodiny pro P95%.

Je nutné poznamenat, že navrhované hodnoty spolehlivostního standardu nelze považovat za konečný spolehlivostní standard platný pro ES ČR. Jedná se o indikativní hodnoty, které umožňují porovnat chování LOLE s okolními soustavami. Navrhovaná legislativa EU předpokládá stanovení LOLE na úrovni členského státu, společně s dalšími parametry – VoLL („Value of Lost Load“). Bez těchto parametrů není možné jakkoliv odůvodňovat opatření vedoucí k zajištění potřebné spolehlivosti a přiměřenosti výrobních kapacit ES ČR.

Z provedených výpočtů a jejích následného vyhodnocení (Tab. 6.3) vyplývá, že pro dosažení bezpečné hodnoty LOLE srovnatelné s okolními PPS (například ve Velké Británii je hodnota LOLE stanovena na hodnotu 3 hodin) je třeba zabezpečit dostatek tzv. emergency importu. Velikost emergency importu je závislá na velikosti zvoleného bezpečnostního standardu LOLE.

4 https://www.entsoe.eu/Documents/SDC%20documents/MAF/ENSTOE_MAF_2016.pdf (str 14)


Scénář Rok Kvantil[[

%]

Emergency imnport [MW.h]

Base load

[MW]

indikativní průměrná hodnota

PpS [MW]

využití PpS

[hodin]

II.

2025 50 není potřeba zajišťovat 355 342

95 500 1 297 204

2030 50 1000 2 349 85

95 1500 4 254 47

IV.

2025 50 není potřeba zajišťovat 334 241

95 500 1 284 142

2030 50 500 1 337 117

95 1000 1 287 59 Tab. 6.3. Výsledky real time adequacy pro základní scénáře II. a IV

Na základě provedených simulací a následných výpočtu vychází pro zvolené roky základních scénářů emergency potřeby a jím odpovídající využití base loadu uvedené v tabulce Tab. 6.3. Například pro scénář II. rok 2025 a kvantil P95% vychází pro potřeby vyrovnané bilance ES ČR emergency import ve výši 500 MW.h s odpovídajícím využitím base load ekvivalentu 1 MW. Indikativní průměrná výše aktivace PpS je rovna 297 MW v 204 hodinách.

6.4.2. Výsledky simulace UC (LOLE a ENS) pro rizikové scénáře I. a III.

V této kapitole jsou uvedeny výsledky pro rizikové scénáře, které byly zpracovány individuálně pro ČEPS. Tyto scénáře (I. a III.) počítají s omezenou dostupností JE po roce 2025 a liší se jiným využitím OZE. Tyto scénáře byly zpracovány pouze pro roky 2025 a 2030.

Scénář Rok Kvantil

[%]

Emergency imnport [MW.h]

Base load [MW]

indikativní průměrná hodnota

PpS [MW]

využití PpS

[hodin]

I. 2025

50 1500 25 307 269

95 2000 37 304 112

2030 50 2000 66 406 233

95 2000 88 414 335

III. 2025

50 1500 34 331 363

95 2000 48 329 149

2030 50 2000 55 376 192

95 2000 83 397 330

Tab. 6.4. Výsledky real time adequacy pro rizikové scénáře I. a III .

Na základě provedených simulací a následných výpočtů vychází pro zvolené roky rizikových scénářů emergency potřeby a jím odpovídající využití base loadu uvedené v tabulce Tab. 6.4. Například pro scénář I. rok 2025 a kvantil P95% vychází pro potřeby vyrovnané bilance ES ČR emergency import ve výši 2 000 MW.h s odpovídajícím využitím base load ekvivalentu 37 MW. Indikativní průměrná výše aktivace PpS je rovna 304 MW v 112 hodinách.


6.4.3. Srovnání výsledků simulací pro roky 2025 a 2030 (real time adequacy)

Rok 2025

Obr. 6.2. Pravděpodobnostní indikátory ENS P5% , P95% a průměr pro rok 2025

Obr. 6.3. Pravděpodobnostní indikátory LOLE P5% , P95% a průměr pro rok 2025


Rok 2030

Obr. 6.4. Pravděpodobnostní indikátory ENS P5% , P95% a průměr pro rok 2030

Obr. 6.5. Pravděpodobnostní indikátory LOLE P5% , P95% a průměr pro rok 2030

6.4.4. Výsledky simulace – Bilanční rezerva

Bilanční rezerva (Remaining Capacity) je dle platné metodiky ENTSO-E definovaná jako rozdíl mezi spolehlivě dostupnou kapacitou a zatížením ve zvoleném referenčním bodě resp. intervalu. Spolehlivě dostupná kapacita je rozdíl mezi netto výrobní kapacitou a nedostupnou kapacitou (plánované odstávky, výpadky, nepoužitelná kapacita). Jedná se tedy o část netto výrobní kapacity, která v systému zůstává na pokrytí jakýchkoliv neočekávaných změn zatížení a neplánovaných výpadků v daném referenčním časovém bodě.


V případě popisovaných scénářů v tomto dokumentu byl v souladu s metodikou ENTSO-E zvolen jako referenční časový interval třetí kalendářní týden pro pracovní dny příslušného měsíce. V takto získaném statistickém souboru byl pro každý měsíc daného roku a příslušného scénáře určen kvantil P10%, P50 % a P90%. (viz Obr. 6.6. a Obr. 6.7. pro scénář I. a II.).

Na pozadí bilanční rezervy je bílou barvou zobrazen importní a exportní potenciál ČR vždy ve výši 4,5 GW vyplývající z NTC hodnot zveřejněných v MAF 2016. Volatilita bilančních rezerv v příslušných měsících je ovlivněna harmonogramem odstávek zdrojů, penetrací OZE a kolísáním teplot jednotlivých klimatických let (což má vliv na velikost zatížení v daném časovém intervalu). Jak je patrné z daných obrázků, většina plánovaných odstávek je realizována v květnu, červnu a srpnu.

Na základě simulací a následných výpočtu pro rok 2020 nebude muset Česká republika řešit jakýkoliv problém z pohledu nedostatku bilanční rezervy. Stejně tak výsledky bilančních rezerv v letech 2025 a 2030 ve scénáři II nevykazují žádné rizikové hodnoty.

a) Scénář II. – 2025 b) Scénář II. – 2030

Obr. 6.6. – Bilanční rezerva (statistické zobrazení za všechny pracovní dny 3. kalendářního týdne daného měsíce, 18:00 – 19:00)

V případě let 2025 a 2030 scénáře I. je vidět patrný posun od většinového přebytku k většinovému nedostatku bilanční rezervy v jednotlivých měsících roku. Tento výrazný pokles bilanční rezervy ve scénáři I. je způsoben v první řadě výrazným poklesem instalovaného výkonu. A to jak v kategorii klasických zdrojů, tak hlavně v kategorii jaderných zdrojů. I přes tento posun v dostupnosti bilanční rezervy se ani v jednom případě nedostáváme do dolní šedé zóny znázorňující potenciální nedostupnost importních kapacit vlivem jejích využití v rámci emergency importu a můžeme tedy předpokládat, že nenastane problém s dostupností přeshraniční kapacity.

a) Scénář I. – 2025 b) Scénář I. – 2030

Obr. 6.7. – Bilanční rezerva (statistické zobrazení za všechny pracovní dny 3. kalendářního týdne daného měsíce, 18:00 – 19:00)


7. Analýza dostupnosti regulačních výkonů

Neméně důležitým cílem simulací UC je také analýza potřeb a dostupnosti PpS. V rámci výpočtů UC jsou uvažovány shodné potřeby PpS pro všechny analyzované scénáře. Pro zjednodušení byly PpS redukovány na tři typy:

MZ5, která se alokuje výhradně na PVE.

Symetrická část PpS, která se alokuje symetricky

Nesymetrická část PpS, která se alokuje pouze kladným směrem

Při hodnocení dostupnosti PpS lze požadavek na výši symetrické zálohy interpretovat jako součet rozsahu primární, sekundární regulace a požadavku na symetrický rozsah minutových záloh.

Obr. 7.1. Potřeby PpS

Výstupem z pravděpodobnostních simulací jsou hodinové časové řady nepokrytí očekávaného zatížení a vstupního salda zahraniční spolupráce. Dalším důležitým výstupem ze simulací jsou časové řad popisující volné výkony. V případě rezervy na roztočených strojích veličiny odpovídají rozdílu mezi simulovaným pracovním bodem nasazené výrobní jednotky a maximálním výkonem. U stojících strojů se jedná o maximální netto výkon nenasazené výrobní jednotky, s respektováním doby najetí bloku.

Vyhodnocení dostupnosti PpS

Ze simulace nasazení zdrojů jsou získány hodinové časové řady pokrytí a nepokrytí požadavků na PpS. Disponibilní kapacity využitelné pro různé kategorie PpS představují volný výkon na nasazených a nenasazených blocích.

Při analýze scénářů lze poměry mezi jednotlivými kategoriemi PpS měnit, s ohledem na jejich možné budoucí přeshraniční sdílení a respektování minimálního rozsahu pro SR. Požadavek na držení symetrických točivých rezerv je +/- 600 MW. Hodnoty uvnitř tohoto


intervalu indikují neplnění kategorií PpS, které také odpovídají držení FCR a FRR podle připravovaných doporučení ENTSO-E.

Nedostupnost symetrické části PpS je hodnocena proti zadanému požadavku bez ohledu na to, zda je možné dodatečně optimalizovat nastavení pracovních bodů bloků jejich odlehčením tak, aby byl využit jejích plný rozsah.

Příkladem využití stojících zařízení, někdy též označovaných jako studené zálohy, která se v současné době z různých převážně ekonomických či provozních důvodů neuplatňují, může být například tzv. "strategická rezerva“, jejíž dostupnost je v řadě jiných systémů hodnocena jako opatření posilující zabezpečenost ES.

Statistická analýza rezerv na roztočených a stojících strojích pro jednotlivé scénáře:

Obr. 7.2 Rezervy na roztočených a stojících strojích pro scenáře I. – V.v roce 2017

Jak je patrné z Obr. 7.2. v následujících letech dochází k postupnému úbytku volného výkonu jak na roztočených strojích tak na stojících zařízeních. Tento úbytek je dán jednak růstem spotřeby a jednak postupným dožívám elektráren. Nedostatek záloh automaticky neindikuje problém. Jen nás informuje o tom, že v případě další potřeby nejsou k dispozici žádné volné kapacity daného typu.


8. Závěr

Dokument uceleně hodnotí přiměřenost výrobních kapacit ES ČR v souladu s metodickými doporučeními ENTSO-E. Ve střednědobém horizontu se zaměřuje na posouzení hlavních rizik ovlivňujících spolehlivost provozu soustavy s ohledem na zahraniční spolupráci s okolními systémy. Jedná se o následující rizika:

a) Úbytek výrobních kapacit v čase, představovaný především útlumem uhelných zdrojů z důvodu environmentálních požadavků, nedostatku tuzemského paliva a neekonomického provozu.

b) Dostupnost jaderných zdrojů a stanovení podmínek pro prodloužení jejich životnosti.

c) Zvýšený podíl OZE a decentrální energetiky. d) Nároky na flexibilitu a dostupnost PpS.

Z předložených výpočtů vyplývá, že k vytvoření dostatečných podmínek pro zajištění spolehlivého provozu ES ČR do roku 2030 je nezbytné zachovat současnou úroveň instalovaného výkonu jaderných elektráren. Nutným výchozím předpokladem pro zajištění spolehlivého provozu ES ČR i po roce 2030 je včasný přístup ke konkrétním opatřením zajišťujících prodloužení životnosti JE Dukovany, a to minimálně na hranici 50 let. Provádění těchto opatření může mít dočasný vliv na přiměřenost ES ČR do roku 2030. Je zřejmé, že časový faktor realizace doporučení SEK pro provoz jaderných elektráren hraje důležitou roli. PPS je připravena nabídnout maximální součinnost při plnění NAP JE, který obsahuje harmonogram konkrétních kroků v této oblasti.

Z hodnocení přiměřenosti výrobních kapacit jsou patrné výrazné rozdíly mezi scénáři

II. a IV. – s předpokladem provozu JE bez omezení, I. a III. – s předpokladem omezené dostupnosti JE.

Rozdílné hodnoty jsou nejvíce patrné z požadavků na velikost průměrné aktivace PpS a hodnoty emergency importů v roce 2025 pro P50%.

Pro dodržení doporučených hodnot LOLE, které však nepředstavují bezpečnostní standard ČR, ale byly zvoleny za účelem možnosti srovnání s okolními státy, je pro scénáře II. a IV. potřebná průměrná aktivace PpS ve výši 334 až 355 MW při nulovém emergency importu. Zatímco pro scénáře I. a III. je sice průměrná aktivace PpS v obdobné výši tj. 307 až 331 MW, ale zato s potřebným emergency importem ve výši až 1 500 MW.h. V roce 2030 dochází dokonce k potřebě emergency importu pro scénáře s omezenou dostupností JE ve výši až 2 000 MW.h.

Ve střednědobém horizontu lze jen omezeně počítat s dodatečnými investicemi do zdrojů na fosilní paliva. Hlavním důvodem je obtížně odhadovaný vývoj současných cen silové elektřiny a navrhované změny na evropské úrovni v podobě balíčku opatření EU tzv. Clean Energy Package.

Hodnocení přiměřenosti výrobních kapacit je zaměřeno především na oblast výrobních rizik. S ohledem na předpokládaný vývoj a chování tržních rizik není možné ve stanoveném horizontu vyřešit alternativním způsobem deficit základního výkonu. Proto v souladu s metodickými doporučeními pro tvorbu scénářů zahrnuje hodnocení přiměřenosti jen potvrzené investiční záměry nebo ty, u nichž je vysoká pravděpodobnost realizace s ohledem na oficiálně potvrzené informace.

Nelze jednoznačně konstatovat, že přiměřenost výrobních kapacit lze vyřešit krátkodobou dovozní závislostí. Nasvědčuje tomu vývoj výkonových bilancí okolních soustav v našem regionu a proměnlivé podmínky pro zahraniční spolupráci při zajištění dostatečných přenosových kapacit. Z tohoto důvodu jsou rizika jejich přiměřenosti průběžně vyhodnocována na regionální a EU úrovni. Předložená zpráva tato rizika zevrubně popisuje s odkazem na údaje v posledním výhledu MAF 2016. Ve spolupráci s ENTSO-E v oblasti


aplikace pan-EU a regionálních modelů lze posoudit reálné možnosti sdílení volných výkonových a přenosových kapacit nejen pro zajištění výkonové bilance, ale i pro často zmiňovanou regulaci náhlých výkonových změn. Stranou však nezůstává analýza regionálních scénářů ve kterých jsou kumulovaně promítnuta rizika soudobé dostupnosti výrobních kapacit ve střednědobém horizontu. V opačném případě roste závislost ČR na nezajištěném dovozu elektrické energie a bude nutné přehodnotit otázky postoje k energetické zabezpečenosti ČR.

V případě nefunkčního trhu s elektřinou bez dostatečné motivace pro investory do nových kapacit a nemožnosti získat dodatečnou budoucí kapacitu v aukci by bylo pravděpodobně nezbytné přistoupit k zajištění kapacit jinou formou.

V oblasti zajištění dostatku podpůrných služeb, rezervních kapacit a flexibilních výkonů lze učinit předběžný závěr, který potvrzuje snižování dostupnosti PpS, a to zejména v deficitních scénářích. V těchto situacích provozovatelé výrobních kapacit kryjí své deficity jen do úrovně objemových potřeb vlastního zákaznického portfolia nebo u dodávek, u nichž lze dovozy zajistit dostatečnou cenovou úroveň. V opačném případě jsou výrobní jednotky odstavovány z nákladových důvodů a při nedostatečné cenové motivaci na prodej silové elektřiny nemusí být plněny požadavky na potřeby točivých rezerv. Pokud je potvrzen dostatek certifikovaných rozsahů, je nutné navrhnout s dostatečným předstihem opatření, aby provozovatelé výrobních zařízení byli dostatečně motivováni tyto kategorie PpS nabízet.

Hlavním kritériem pro zajištění dostatečné motivace pro obstarávání PpS je přeshraniční sdílení kategorií podpůrných služeb a úroveň cen regulační energie v okolních státech. Současně je nutné ověřit hypotézu dostatku certifikovaných rozsahů zejména ve vztahu k obdrženým výsledkům pro scénáře I. a III. s výrazným omezením dostupnosti výrobních kapacit.

Vývoj spotřeby není v současnosti považován za kritický faktor zajištění výkonové bilance. Příčinou je odhadovaný růst cca 1 % ročně se zahrnutím odpovídajících ekonomických vlivů a podpory energetických úspor. Scénáře s vyšším růstem lze ve střednědobém horizontu považovat za neadekvátní bez opodstatněného makroekonomického nebo demografického zdůvodnění. Pro další analýzy přiměřenosti výrobních kapacit je nezbytné zohlednit v souladu s metodickými doporučeními možnosti na straně spotřeby – DSR při vyrovnávání náhlých výkonových změn. Flexibilitu na straně spotřeby lze rovněž vhodně kombinovat s možnostmi zdrojů zařazených do kategorií DECE a uvažovaným rozvojem akumulace s postupem integrace zdrojů OZE.

Z uvedených výsledků vyplývá doporučení stanovit vhodný bezpečnostní standard LOLE na úrovni ČR včetně parametru VoLL. Odpovídající nastavení standardů umožní zajištění adekvátních opatření v oblasti Generation Adequacy ČR s ohledem na očekávané zvýšené nároky na flexibilitu PS související s plánovaným odstavováním konvenčních zdrojů a nárůstem zdrojů obnovitelných.

Provozovatel přenosové soustavy bude v souladu s výše uvedenými závěry provádět hodnocení přiměřenosti výrobních kapacit pravidelně 1x za rok s analytickou činností a návrhem opatření na vyřešení případných problémů se zajištěním přiměřenosti výrobních kapacit, což je zcela v souladu s nařízením č. 714/2009 ES.


Příloha

I. Zkratky

aFRR automatic frequency restoration reserve AVE Akumulační vodní elektrárna BAT Best Available Techniques BPS bioplynové stanice ČEPS, a.s. Česká energetická přenosová soustava, a.s. ČU černé uhlí DECE decentralizovaná výroba elektrické energie DPP denní příprava provozu DS distribuční soustava DSR Demand Side Response EC European Comission EEN Elektroenergetická náročnost tvorby HDP EK Evropská komise ENS Energy Not Supplied or Unserved Energy ENTSO-E European Network of Transmission System Operators for Electricity EP European Parliament ERÚ Energetický regulační úřad ES elektrizační soustava ES ČR elektrizační soustava České republiky EU Evropská unie EV Electric Vehicle FCR frequency containment reserve FRR frequency restoration reserve FVE fotovoltaická elektrárna HDP hrubý domácí produkt HU hnědé uhlí JE jaderné elektrárny KGJ kogenerační jednotky KVET kombinovaná výroba elektřiny a tepla Ln normálové zatížení LOLE Loss Of Load Event (dle metodiky ENTSO-E) Ls simulované zatížení MAF Mid-term Adequacy Forecast mFRR manual frequency restoration reserve MPO Ministerstvo průmyslu a obchodu ČR MPP měsíční příprava provozu MZ minutová záloha NAP JE Národní akční plán pro jaderné elektrárny NAP SG Národní akční plán pro chytré sítě NTC Net Transfer Capacities OTE Operátor trhu s elektřinou OZE obnovitelné zdroje energie (RES - renawable sourcces) PE parní elektrárny PEC černouhelné elektrárny


PECD Pan-European Climate Database PEH hnědouhelné elektrárny PEMM Pan-European market modeling PPE paroplynové elektrárny PpS podpůrné služby PPS provozovatel přenosové soustavy PR primární regulace PS přenosová soustava PSE plynové a spalovací elektrárny PVE přečerpávací vodní elektrárny RPP roční příprava provozu SEK Státní energetická koncepce SO&AF Scenario Outlook and Adequacy Forecast SR sekundární regulace TBS tuzemská brutto spotřeba TČ tepelná čerpadla TNS tuzemská národní spotřeba TYNDP Ten Year Network Development Plan UC Unit Commitment VE průtočné vodní elektrárny VoLL Value of Lost Load VTE větrné elektrárny

Date post:	11-Aug-2020
Category:	Documents
Upload:	others
View:	1 times
Download:	0 times