Zabezpečení dodávek elektřiny v Německu do roku 2030 a jejich vztah k České republice

Zpráva Bericht zu Stand und Entwicklung der Versorgungssicherheit im Bereich der Versorgung mit Elektrizität vydaná německou agenturou Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen, která byla zveřejněna v lednu 2023, zachycuje stav zabezpečení dodávek elektřiny panující v roce 2022, ale především se zaměřuje na období 2025 až 2031, neboť v roce 2030 by mělo být opuštěno uhlí jako zdroj energie. Z této zprávy založené na několika analýzách jsou dále uvedeny jen vybrané, zvýrazněné pasáže.

Výchozí stav

Souhrnný komentář je optimistický a konstatuje, že ve vybraných scénářích je zajištěna dodávka elektřiny v daném období 2025 až 2031. Zpráva předpokládá různý vývoj scénářů a zahrnuje brzké vyřazení uhlí do roku 2030. Musí však být provedena řada změn na straně výroby a sítě. Bezpečné zásobování spotřebitelů platí jak z hlediska dostatečných výrobních kapacit, tak i s ohledem na dostatečné kapacity sítě a uvažuje se především nabídková zóna Německo-Lucembursko. V souladu s aktuálními cílovými daty pro rozšiřování sítě, s využitím řízení přetížení a díky dostupnému potenciálu lze zaručit provoz sítě bez přetížení.

Výchozím bodem je významné rozšíření obnovitelných energií (pevninský vítr, pobřežní vítr a fotovoltaika) v Německu z cca 123 GW (2021) na 360 GW (2030) nebo až 386 GW (2031). Potřebná rychlost expanze je tedy více než třikrát vyšší než v předchozích letech.

U řiditelných výrobních kapacit, které jsou nezbytné pro vykrývání nerovnoměrné výroby s OZE, má jít i o rozšiřování plynových elektráren, které však budou připraveny na přechod ze zemního plynu na vodík (H2-ready). U vodíkových elektráren se předpokládá výkon 8,8 GW.

Aby se investice do flexibilních kapacit špičkového zatížení vyplatily, jsou nutné tzv. cenové špičky v době provozu těchto zařízení. Neboť jedině tak se vyplatí investice do těchto kapacit, když budou využívány jen několik hodin denně. (Pozn. autora: Podobný postup by mohl v ČR vést k opětnému zvýraznění cenových rozdílů mezi vysokým a nízkým tarifem u dvoutarifních sazeb, když v současnosti je rozdíl zanedbatelný. A zvláště pak v souvislosti se zaváděním tzv. chytrých elektroměrů od roku 2024).

Přeshraniční redistribuce

S velkou pozorností je třeba vnímat konstatování zprávy, že Evropský vnitřní trh otevírá důležité vyrovnávací účinky pro elektrizační soustavu. Německo má odpovídající (minimální) výměnné kapacity na hraničních propojovacích bodech a tuto povinnost mají podle evropského práva i jeho sousedé. Německo se může stát čistým dovozcem elektřiny, ale potřeba dovozu, i na vyrovnání nerovnoměrné výroby, se v průběhu let zvýšila. V analýzách, vzhledem ke složitosti, byl simulován pouze denní trh a futures trhy byly zanedbány, i když příležitosti a rizika mají zásadní význam pro investiční rozhodování.

Graf: Četnost (v hodinách za rok) výskytu úzkých míst v německé přenosové síti v průběhu roku ve scénářích pro roky 2025, 2026 a 2031, když základnou je stav počasí ovlivňující výrobu elektřiny v roce 2012. V roce 2031 se budou vyskytovat četná problémová místa v severojižním směru dopravy. (Pozn. autora: Patří k nim i část přenosové sestavy procházející Českou republikou). (Zdroj: Consentec, IER, FfE)

Síla výsledků analýz

Ověření síly a robustnosti výsledků analýz bylo provedeno za předpokladu, že dostupná řiditelná výrobní kapacita v Německu by byla o 10 GW, to odpovídá cca 15 % vypočteného instalovaného řiditelného výkonu, snížena. I v tomto případě je zaručena velmi vysoká úroveň zabezpečení dodávek, až na několika minut v roce 2030. Tento přesah zatížení je však stále hluboko pod ekonomicky efektivní úrovní vypočtenou pomocí standardu spolehlivosti 2,77 hodiny za rok.

Samozřejmě, že to bude platit jen tehdy, pokud budou realizována předpokládaná opatření. Ta zahrnují rozsáhlou expanzi využití OZE (pevninský vítr, pobřežní vítr, FV). V celoevropské oblasti růst kapacity o 707 GW do roku 2031 (2022: stav 460 GW; 2031: stav 1 167 GW). Pro Německo zvýšení o cca 226 GW (2022: stav 134 GW; 2031: stav 360 GW).

Po návratu relace cen mezi cenou uhlí a zemního plynu a za předpokladu, že ceny povolenek CO₂ porostou, opustí uhelné elektrárny z velké části trh před rokem 2030.

V souhrnu zpráva ukazuje, že ve vybraných scénářích bude dodávka elektřiny v období 2025 až 2031 garantována, ale musí být realizovány investice do obnovitelných energií, nových plynových elektráren s možností využít vodík, zásadně posílena flexibilita řízení zatížení rozvodné elektrické sítě a síť i rozšířena.

Doplnění výrobních kapacit

Je nutné doplnění nových výrobních kapacit na zemní plyn v závislosti na modelovém výpočtu přibližně o 17 GW až 21 GW do roku 2031. Aktualizované výpočty rovněž zahrnovaly zvýšení o 7 GW u nových elektráren využívajících biomasu. Do úvah byla začleněna i úvaha o výstavbě vodíkových elektráren o celkovém výkonu 9 GW. S posilováním využití OZE však u plynových a parních elektráren klesá počet hodin plného zatížení, což na jedné straně vyvolává tlak na zvýšení špičkových cen elektřiny a na druhé straně tlak na protiopatření u spotřebitelů.

Špičkové ceny

Souhrnně nedochází k zásadnímu zvýšení průměrné ceny elektřiny, ale roste její rozptyl během dne. Nicméně, v energetickém systému s velmi vysokým podílem obnovitelné energie a odpovídající vysokou cenovou variabilitou musí existovat cenové špičky, aby se pokryly nezbytné investice do špičkových elektráren. U investic do nových plynových elektráren hraje velkou roli i vývoj ceny CO₂, jejíž růst byla předpokládán až na 125,3 €/t CO₂ v roce 2030.

Vedle umožnění špičkových cen je nutné, aby tržní pobídky vedoucí k flexibilnímu chování, tedy v souladu s cenami, nebyly podkopávány zavádějícími, nesprávnými regulačními pobídkami. Skutečný vývoj je třeba v průběhu následujících let průběžně monitorovat a analyzovat, zda takovému vývoji nebrání strukturální překážky, a ty v případě potřeby rychle odstraňovat.

Zvýšení flexibility zatížení předpokládané v obou studiích bude probíhat až do roku 2030, např. ve velké míře v elektromobilitě a tepelných čerpadlech v komerčním i soukromém sektoru. Zároveň s přibývajícím počtem elektromobilů a tepelných čerpadel celkově roste i podíl zátěže, která je flexibilní a může reagovat na ceny elektřiny.

Kromě flexibility mohou přispívat k zabezpečení dodávek v době špičky i akumulační úložné systémy. Je proto smysluplné, aby takové kapacity byly udržovány a celkově rozšiřovány. Skladovací zařízení však podléhají mnoha omezením, zejména pokud jde o dobu a úroveň dodávky, a proto mohou mít delší výkyvy ve výrobě a zatížení, například delší období snížení slunečního záření nevyrovnají. (Pozn. autora: Elektrická akumulační kamna jsou v současnosti tržní minoritou. Pokud by to však bylo s ohledem na vývoj ceny elektřiny během dne zajímavé, mohla by se do vytápění opět prosadit.)

Import

Expanze obnovitelných zdrojů energie, domácí expanze konvenčních kapacit a flexibilní možnosti a poptávka po elektřině mají dopad na dovoz elektřiny do Německa.

S předpokládanými expanzními objemy obnovitelných energií se Německo výhledově stane čistým dovozcem. V závislosti na počasí se bilance může také rok od roku lišit a může se také změnit na exportní bilanci v letech s velmi silným větrem a/nebo slunečním zářením. Zatímco (fosilní) zdroje energie (ropa, zemní plyn, černé uhlí a donedávna i uran) se dnes musí stále dovážet, z důvodu rostoucí elektrifikace bude budoucím dováženým zbožím samotná elektřina a pravděpodobně i vodík a jeho deriváty.

Předpokládaná elektrifikace a z toho vyplývající potřebné množství elektrické energie se v Německu zcela nevyrábí a bude proto v budoucnu částečně dováženo. Pro pokrytí zátěže v Německu je proto kromě domácích investic nutné realizovat předpokládané rozšíření obnovitelných energií v souladu s balíčkem Fit-for-55 a také investice do konvenčních elektráren v Evropě.

Regiony

Velká pozornost je ve zprávě věnována vývoji na úrovni regionů. Je to dáno nutností co nejméně zvyšovat nerovnoměrnost využití přenosové elektrické sítě a nutnost ji dále posilovat. Týká se to nejen výstavby nových zdrojů elektřiny, ale i výstavby nejrůznějších průmyslových areálů s velkou spotřebou elektřiny. V tomto směru se předpokládá vytváření zcela nových podpůrně či regresivně působících opatření s cílem odstranit „úzká“ místa v siti.

S výše uvedeným velmi úzce souvisí i možnost přeposílat elektřinu mezi regiony i prostřednictvím blízké zahraniční sítě. Dodržování povinných minimálních obchodních kapacit lze zajistit pomocí evropské optimalizace úlevových opatření. Přeshraniční redispečink je proto nezbytný pro zajištění toho, že nebudou existovat úzká místa, a tedy pro bezpečný provoz evropské sítě. Rozšiřování a prohlubování spolupráce mezi provozovateli přenosových soustav a jejich koordinace řízení přeshraničního přetížení bude proto nutné v následujících letech výrazně zintenzivnit a dále rozvíjet. (Pozn. autora: V rámci EU nejde jen o dobrovolnou spolupráci na přenosu elektrické energie mezi státy na základě jejich dohody, ale o povinnost do stanoveného minimálního rozsahu.)

Důležitou složkou pro posouzení bezpečnosti dodávek je úvaha na straně sítě („přiměřenost přenosu“). I když je německá přenosová soustava charakterizována úzkými hrdly sítě, lze zaručit bezpečnost dodávek v elektrické síti, pokud jsou k dispozici dostatečná vhodná opatření k odstranění úzkých míst a mohou být použita. Hlavním opatřením pro odstranění úzkých míst je odstavení elektrárny před vznikem úzkého místa v síti a současné spuštění elektrárny za úzkým hrdlem. Tento zásah do harmonogramu elektrárny (dispečink) se nazývá redispečink a provozovatelé sítí v Německu jej musí provádět téměř denně.

Současný stav výroby

Celková výrobní kapacita v Německu k 31. květnu 2022 byla přibližně 232 GW. Z toho asi 219,5 GW bylo aktivních na trhu, a z toho asi 139 GW připadá na obnovitelné zdroje energie. Možnost dočasného návratu na trh pro síťové záložní elektrárny byla vytvořena v zákoně o náhradních elektrárnách v pohotovostním režimu a do 31. října 2022 byla tato kapacita přibližně 5 GW. Instalovaný výkon jaderných elektráren byl kolem 4 GW a s jeho ukončením se počítá v březnu 2023.

Při zpětném pohledu se jako ukazatel pro hodnocení bezpečnosti dodávek na straně sítě používá SAIDI (System Average Interruption Duration Index) a zásahy související se sítí ve výrobě související s trhem ve formě opatření pro řízení přetížení. Provozovatelé energetických sítí musí oznámit všechna přerušení dodávek, ke kterým došlo v jejich síti a která trvala déle než 3 minuty. Z těchto hodnot se určuje zejména celostátní průměrnou dobu trvání přerušení (System Average Interruption Duration Index – SAIDI) na připojeného koncového spotřebitele.

Graf: Vývoj indexu SAIDI v letech 2011 až 2021. Při průměrné hodnotě za desetiletí na úrovni 13,6 minuty ležely roky 2019 až 2021 pod průměrem. (Quelle: Bundesnetzagentur)

Celoevropské srovnání pro rok 2021 nelze udělat kvůli nedostatku publikací. Ve vykazovaném roce 2021 byla pro Rakousko a Švýcarsko zveřejněna hodnota 23 a 8 minut. V evropském srovnání ze zprávy CEER Benchmarking Report z 26. července 2018, která vychází z roku 2016, byla německá SAIDIEnWG 12,8 minuty nejvyšší hodnotou. Lepší výsledek zaznamenalo pouze Švýcarsko s 9,0 minutami. Velká Británie a Francie vykázaly v tomto období hodnoty více než 35 minut.

V roce 2022 se opatření pro řízení přetížení výrazně zvýšila. Toto má několik důvodů. Na jedné straně rozšiřování systémů obnovitelné energie postupuje plynule, zatímco rozšiřování sítě nepostupuje v souladu s plánem. Zásobovací situace ve Francii, která je způsobena velkým počtem servisovaných jaderných elektráren způsobila prudký nárůst exportu na jihozápad a zvýšila se potřeba reexpedice. Kromě toho, také odstavení jaderné elektrárny Gundremmingen C v kontrolní oblasti Amprion v bavorském Švábsku mělo významný dopad na redistribuční opatření v jižním Německu.

Německo je integrováno do evropského trhu s elektřinou prostřednictvím zemí Francie, Belgie, Nizozemsko, Lucembursko, Rakousko, Švýcarsko, Itálie, Polsko, Česká republika, Dánsko, Švédsko a Norsko a také Velká Británie. Dodávky elektřiny mezi zbývajícími zeměmi se agregují vhodnou formou (např. Španělsko a Portugalsko) nebo se berou v úvahu prostřednictvím pevných časových řad dovozu a vývozu pro každý referenční rok.

Evropský trh s elektřinou, cena za pokrytí špičkových odběrů aj.

Výchozí analýzy zachycují stav celoevropského trhu a situaci v Německu s ním propojují a vytváří možný nejen německý, ale celoevropský scénář.

Očekává se vyřazení velké kapacity zemního plynu 31,9 GW z provozu přímo v Evropě v roce 2023. Zejména v IT, ES a Spojeném království dochází ke snížení nadměrné kapacity. Na druhé straně se provádějí rozšíření nebo aktivace (celkem 27,6 GW) systémů nouzového napájení (NEA), flexibility z průmyslových procesů (DSM ind. process+) a flexibility z průřezových technologií v terciárním sektoru (DSM QT+). Do jaké míry k těmto zásadním změnám skutečně dojde v relativně krátké době do (konce) roku 2023, se teprve uvidí. Masivní rozvoj nouzových energetických systémů o výkonu 3 GW v Německu a cca 12,7 GW ve zbytku uvažované oblasti je předmětem nejistot, i když tyto systémy s výkonem 4,5 GW v Německu a celkovým výkonem téměř 19,5 GW v celé oblasti všechny již existují a pro účast na trhu s elektřinou by musely být aktivovány. Předpoklady týkající se systémů nouzového napájení jsou založeny mimo jiné na na výsledku studie „Elektrický design budoucnosti“ pro Spolkovou agenturu pro životní prostředí. Bylo zjištěno, že nouzové napájecí systémy mají typicky velikost 300 kW až 2 500 kW. V zásadě se předpokládá větší kapacita nouzových energetických systémů v Německu než předpokládaných 4,5 GW, což je konzervativní odhad.

Graf: Endogenní změna v energetickém parku v roce 2023 podle oblasti trhu (Zdroj: Consentec, IER, FfE)

Zpráva se zabývá i simulacemi, na jejichž základě lze odvodit pro investory přijatelnou cenu za výstavbu a provoz elektráren sloužících primárně k pokrytí odběrových špiček nekrytých zdroji s OZE.

Graf: Vývoj hrubé spotřeby elektřiny v Německu (Zdroj: Consentec, IER, FfE)

V době tvorby scénáře se v Německu předpokládala hrubá spotřeba elektřiny 715 TWh v roce 2030. Tento časový horizont lze brát jako velmi pravděpodobný a očekávané rozložení spotřeby elektřiny podle využití je zřejmé z grafu.

Import a vývoj klimatu

Modely potřebného importu elektřiny a vývozy pracují s různými výchozími roky, neboť klimatické podmínky ovlivňují využití OZE. Obchodní bilanci podle země nebo nabídkové zóny pro roky 2025, 2026 a 2031 na základě počasí a složení výrobních kapacit ve evropských státech za rok 2012 ukazuje další graf. Francie v tomto případě vystupuje v modelu jako dominantní vývozce. Z toho, stejně jako z dovozních požadavků Belgie, Polska a Itálie, lze vyvodit závěry o směru obchodu a z toho plynoucích vlivů na zatížení sítě, jako je vysoké vytížení ve směru sever-jih nebo na příčném hraničním propojovacím vedení.

Graf: Bilance obchodu s elektřinou pro roky 2025, 2026 a 2031, počasí rok 2012; (Zdroj: Consentec, IER, ffE)

Jak již bylo uvedeno, pokud by například nedošlo k posílení transportní kapacity přes ČR, tak by v určitých místech německé sítě musely být vybudovány pomocné elektrárny, které by četnost a stupeň přetížení úzkých přenosových hrdel snížily.

Graf: Křivky trvání (v hodinách za rok) požadavků na redispečink. Během pouhých několika hodin každého sledovaného roku se objevují vysoké požadavky (nad cca 10 GW, resp. 20 GW) na opětovné odeslání (klimatické poměry rok 2012 a 2019); (Zdroj: Consentec, IER, FfE)

Graf: Rozvoj instalovaných výrobních kapacit pro oblast německého trhu do roku 2030. Je zřejmé, že největší podíl mají mít fotovoltaické elektrárny (žlutě) následovány využitím větru na pevnině a na pobřeží (světle zelená). Za povšimnutí stojí v pořadí třetí způsob výroby elektřiny, a to s využitím zemního plynu, kdy se počítá i s vodíkem (světle modrá) a teprve na čtvrtém místě jsou větrné elektrárny offshore vzdálené od pobřeží (temně zelená). (Zdroj: r2b energy consulting)

Shrnutí a ČR

Transformace německé elektroenergetiky a vzájemné sousedství České republiky a Německa se mohou kladně projevit na posilováním přeshraničních toků elektrické energie jedním nebo druhým směrem, včetně čistého transportu z východoseverních oblastí Německa nebo Polska přes ČR do jihovýchodních oblastí Německa. S transportem elektřiny jsou spojeny poplatky. Pokud zůstanou v tuzemsku, tak jejich ekonomický přínos bude pro nás bez jakékoliv uhlíkové stopy a z hlediska komplexního zatížení přírodního prostředí mnohem příznivější, než například posilování transportu zboží atp. po silnicích.

5. října 2022 byla spuštěna mezinárodní platforma MARI pro přeshraniční výměnu regulační energie a současně v ní začala probíhat výměna regulační energie. Společnost ČEPS se k této platformě připojila jako první provozovatel přenosové soustavy 18. července 2022 a následně provedla její testování. V platformě MARI probíhá reálná výměna regulační energie mezi připojenými společnostmi, respektive mezi ČEPS a německými provozovateli přenosových soustav (50Hertz, Amprion, TenneT a TransnetBW).

Další mezinárodní platformou je PICASSO. Projekt PICASSO byl spuštěn 1. června 2022 a jako první se k němu připojila společnost ČEPS. Vstup pěti provozovatelů přenosových soustav (50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW z Německa a APG z Rakouska) do platformy PICASSO umožnil zahájení výměny regulační energie z aFRR (neboli sekundární regulace) mezi Českou republikou, Německem a Rakouskem. Spuštění projektu PICASSO, na němž se podílí celkem 30 evropských PPS, a zahájení výměny energie představuje významný krok v propojování evropských energetických trhů s regulační energií.

Graf: Struktura netto výroby elektřiny v České republice podle paliv za rok 2021 (Zdroj: ČEPS a.s.)

Podle informace z ČEPS, a.s., která se zabývá i sledováním přeshraničních toků elektřiny, se celková hodnota toků do zahraničí měsíčně pohybuje kolem 2 TWh, ale v jednotlivých měsících roku se liší. V říjnu 2019 tak například z českého území odešlo 2,5 TWh, zatímco v červnu jen 1,4 TWh. Podobně je tomu s toky směřujícími na naše území, jejichž součet se měsíčně typicky pohybuje pod hodnotou 1 TWh. Například v červenci 2019 ale vystoupal na 1,3 TWh, zatímco v květnu byl o polovinu menší. Pokud jde o fyzikální toky, jejich proměnlivost je skutečně velká a neustále se zvyšuje, i když celkové roční hodnoty mohou být podobné. Variabilita se projevuje nejen v měsíčních číslech, ale i v jednotlivých dnech.

Graf: Zahraniční spolupráce 2021. Z grafu je zřejmé, že v roce 2021 vedl největší tok elektřiny přes ČR z Polska do Rakouska, případně i do Slovenska. Naše bilance s Německem byla téměř vyrovnaná, ale je zřejmé využití české přenosové soustavy při transportu elektřiny ze severovýchodní části Německa do jihovýchodní. (Zdroj: ČEPS a.s.)

Zpráva o stavu a vývoji zabezpečení dodávek elektřiny v kompletním znění (Bericht zu Stand und Entwicklung der Versorgungssicherheit im Bereich der Versorgung mit Elektrizität), kterou zpracovala německá spolková agentura Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen, má 110 stran zahrnujících množství obrázků a grafů. V kompletním znění v němčině dostupná zde:
https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/V/versorgungssicherheitsbericht-strom.pdf?__blob=publicationFile&v=8