Malé a virtuální zdroje v PpS (SVR)

Malé a virtuální zdroje v PpS (SVR) XXIX. SEMINÁŘ ENERGETIKŮ 2019 Petr Čambala Hotel Harmonie, Luhačovice 22. 24. ledna 2019

Obsah Úvod Středoevropský kontext Závěry

1 11 21 31 41 51 61 71 81 91 101 111 121 131 141 151 161 171 181 podíl na celkové produkci (%) Úvod Přístup EGÚ Brno k řešení malých zdrojů (především tepláren) v maximální možné míře individuální přístup vycházíme z odběrových diagramů tepla a KVET bereme jako tzv. vynucené výkony řada výroben modelována jako systémový zdroj (podílející se na regulacích a zálohách) výrobny jsou popsány: 1. individuálně: asi 200 výroben, celkově představujících úhrnnou roční dodávku tepla do SCZT ve výši 145 PJ 2. agregovaně: dalších 2,7 PJ tepla z menších výroben (obvykle pod 1 MW e ) agregujeme jako dalších 10 fiktivních lokalit 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 3

roční produkce tepla (PJ) Úvod Teplárenské zdroje evidované v databázi EGÚ Brno 150 125 100 75 50 25 0 Mělník III Veselí nad Moravou KOG Svatý Mikuláš Litovel Jílové Studénka Frýdlant v Čechách Plzeň-Bory Mostek Sušice Haňovice Hlučín Ostrava - Stará Plesná Prosenice Litovel - teplárna Brno-Kamenný vrch Ústí nad Orlicí - KGJ Vamberk Maršov Rokycany Odolena Voda Borohrádek Třebíč ORC II Třebíč Brno-Turgeněvova Lazy Vrchlabí-ŠKO Mydlovary - kogenerace Mariánské Lázně Olomouc-provoz SETUZA Svitavy Bystřice nad Perštejnem Adamov Duchcov Jihlava Světlá nad Sázavou Boletice nad Labem Loučovice PRE do 1MW Orlová - Žofie Vrchlabí - TI Energo Břeclav - Fosfa Praha-Letňany-TEDOM Žatec Mydlovary - biomasa Počerady Praha-ÚVN Chelčice Nové Město na Moravě Návsí Vrchlabí - ČEZ Rýnovice Kopřivnice Mohelnice Louny Vítkovice Velké Němčice Pavlice Kozomín Tvrdonice Kateřinky Kvasiny Prachatice Nymburk Pelhřimov Týnec nad Sázavou Stochov Lískovec-Železárny Kyjov Chotěboř Opava-cukrovar Bohumín ČEZ D střed do 1MW Liberec-spalovna Česká Lípa Chanovice Karlovy Vary Kutná Hora ČEZ D západ do 1MW Přísečná Chvaletice Ždírec nad Doubravou Stonava - teplárna ČSM Dvůr Králové nad Labem ČEZ D Morava do 1MW malé zdroje Green Gas Karviná-Doly Orlová Muglinov Dolní Suchá Horní Suchá Rychvald Staříč Stonava Paskov Čáslav Brno-sever Malé kogenerace - nové zdr BRKO - nové zdroje Kojetín-lihovar Chrudim Přerov-sírovka ČEZ D východ do 1MW Mikrokogenerace Mohelnice Jindřichův Hradec-Otín Kolín - BIOENERGO Bystřice pod Hostýnem Ždár nad Sázavou České Meziříčí ČEZ D sever do 1MW Sviadnov Vsetín II Vsetín Jindřichov na Moravě Ostrov Písek-JITEX Cheb Náchod Planá nad Lužnicí Chomutov Hrušovany nad Jevišovkou Králův Dvůr Frýdek-Místek Tušimice II Děčín Krnov Hodonín Praha-Veleslavín Písek Příbram Hostinné Varnsdorf Dětmarovice Dobrovice Sokolov-chemie Ostrava-Vítkovice Tábor Bohumín Kaznějov Strakonice Tisová I Praha-Malešice-spalovna Plzeň-Škoda Brno-Červený mlýn Brno-Líšeň Ledvice-fluid E.ON D západ do 1MW Brno-SAKO Větřní Poříčí Liberec Třinec Kopřivnice Přerov ČS. armáda Pardubice-PARAMO Karviná Kolín Semtín Prunéřov II Brno-Špitálka Zlín Mladá Boleslav Otrokovice Komořany Ostrava-Přívoz Valašské Meziříčí Olomouc Ústí nad Labem Kladno-fluidy České Budějovice Lovosice Trmice Plzeň Třebovice Neratovice Ostrava-Kunčice Opatovice Kralupy Litvínov T 700 Paskov-Biocel Mělník I Štětí Vřesová ZE 4

Úvod Nové možnosti ošetření rentability teplárenství z pohledu roku 2018 1. noví odběratelé tepla, přímí odběratelé elektřiny 2. propojení sféry CZT s DZT instalace, spolupráce, služby 3. částečný či úplný přechod k jiným palivům: strategický výhled palivového mixu ET, včetně problematiky emisí (BREF, Hg ) 4. akumulační technologie tepla: poskytování regulačních služeb, ekonomizace provozu CZT 5. akumulační technologie elektřiny: především baterie chemických článků s řídícím systémem 6. uplatnění na trhu se systémovými službami: pravděpodobně nutná úprava provozu/technologie (kdo může snadno, již poskytují ) 7. zdroje pro poskytování flexibility: dnes hlavně PpS, ale brzy i jinak 5

TWh Středoevropský kontext Bilance středoevropského regionu dle EGÚ roste spotřeba realistický pohled na úspory a elektromobilitu výrazný dopad odstavení jaderných zdrojů v Německu, ČR přebytková důležitá role agregátorů / virtuálních zdrojů / koncentrátorů / obchodníků / LDS malé zdroje/kogenerace z ČR mohou poskytovat flexibilitu na okolních trzích 1050 900 750 600 450 300 150 0 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 ČÚ HÚ jádro plyn oleje voda (včetně PVE) FV vítr ostatní OZE ostatní spotřeba 7

TWh Středoevropský kontext Bilance středoevropského regionu dle entso-e lehce odlišný pohled na odstavování a zprovozňování zdrojů spotřeba středoevropského regionu příliš neporoste mezi scénářích entso-e do roku 2030 rozdílné představy o instalovaném výkonu zdrojů 1050 900 750 600 450 300 150 0 2020 BE 2025 BE 2030 ST 2030 EUCO 2030 DG ČU HU jádro plyn oleje voda (včetně PVE) FV vítr ostatní OZE ostatní spotřeba 8

Středoevropský kontext XBID v roce 2018 spuštění projektu Cross-border intraday coupling (XBID), připojení České republiky se očekává v polovině roku 2019 jednotné vnitrodenní obchodování s elektřinou na kontinuální bázi s implicitní alokací přeshraničních kapacit umožňuje zobchodovat vnitrodenní pozice napříč jednotlivými trhy EU bez nutnosti explicitní alokace přenosové kapacity 9

MW Potřeba regulačního výkonu úbytek 3,7 GW instalovaného výkonu do roku 2030 zbývající technické možnosti poskytování volného regulačního výkonu dostupného do 15-ti minut budou dostatečné nejméně do roku 2030 redefinice afrr s aktivací do 5-ti minut (nicméně uplatní se v mfrr) 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 dostupný točivý regulační výkon potřebný regulační výkon (Koncepční) potřebný regulační výkon (OZE) 11

Nový kodex PS proběhly změny v kodexu s platností od dubna 2019: změna názvosloví (SVR vs. PpS, FCR, FRR, RR) redefinice některých služeb (rozdělení afrr na afrr+ a afrr-) původní označení nové označení doba aktivace meze výkonu MW PR FCP 50 % 15s.; 100 % 30s. 3 až 10 SR afrp 10 minut 10 až 70 MZ5 mfrp5 5 minut minimálně 30 MZ15 mfrp15 15 minut 10 až 70 s omezeními je povolena bateriová akumulace ve fiktivním/obchodním bloku: baterie ve FCR musí být nahrazena do 45 sekund výkonem ostatních zařízení ve fiktivním/obchodním bloku baterie ve FRR musí být nahrazena do 90 sekund výkonem ostatních zařízení ve fiktivním/obchodním bloku 12

Důsledky pro střední a malé zdroje z pohledu provozovatele přenosové soustavy systém poskytování SVR a jejich obstarávání funguje není vůle jej měnit změny ve střednědobém výhledu budou iniciovány především vnějšími vlivy malé zdroje, které již poskytují PpS, budou moci poskytovat i nadále, jejich příležitosti po roce 2020 mírně narostou malé zdroje, které zatím nedosáhnou na pravidla kodexu PS mají příležitost v zapojení bateriové akumulace: zapojení do FCR je obvykle návratné; pro 3 MW instalaci náklady 65 až 80 mil., výnosy 150 až 300 mil. Kč zapojení do afrr silně individuální nutné posoudit 13

Virtuální zdroje spojení několika zdrojů elektřiny za účelem zlepšení ekonomických výsledků obvykle prostřednictvím agregátora fluktuace výroby a spotřeby bude (již se to děje) více řešit trh (množina zákazníků a výrobců) a potřeba SVR tak bude i pro vysoký růst FVE růst jen mírně preferenční úloha virtuálních zdrojů je v poskytování flexibility na trhu s flexibilitou, účast na SVR jen jako poslední instance pilotní projekty: enera, WindNode, Designetz (Německo); ENA Open Network Project (UK); Flexibility market SwissGrid dnes virtuální zdroje do SVR jen omezeně ve formě fiktivních (s technologickou vazbou) nebo obchodních (geograficky blízké do 250 MW) bloků umožnit přístup virtuálních elektráren na vyrovnávací trh? 14

Skladba zdrojové základny v případových studiích OTE 2018 100% 100% 90% 90% 80% 80% 70% 70% 60% 60% 50% 50% 40% 40% 30% 30% 20% 20% 10% 10% 0% 0% 2 475 2 475 2 582 100% 1 459 1 459 1 531 3 400 3 400 90% 3 450 3 024 3 024 3 925 540 540 80% 6621 130 6621 130 820 1 118 1 118 6621 130 70% 2 227 2 329 1 118 1 886 1 742 1 986 1 742 60% 4 290 4 290 4 290 4 290 1 049 1 049 504 504 2025 2050 20 GW 20 GW 21 GW 25 GW 24 GW 39 GW 4 290 50% 4 290 40% 1 049 504 30% 6 271 6 271 5 513 20% 6 893 6 893 6 893 KO NCEPČNÍ FO SILNÍ NÍZKO UHLÍKO VÁ KO NCEPČNÍ UNIJNÍ ÚSPO RY UNIJNÍ NÍZKOEM ISNÍ ZDRO JE 10% 0% 2 471 2 770 3 435 ostatní FVE VTE vodní plynové jaderné černouhelné hnědouhelné ostatní FVE VTE vodní bez PVE zemní plyn ostatní jaderné FVE černouhelné VTE vodní hnědouhelné bez PVE zemní plyn 15 5 710 1 130 1 143 5 086 7 050 583 1 371 7 929 1 130 1 143 3 985 7 050 16 900 5 150 1 143 4 020 8 250 KO NCEPČNÍ UNIJNÍ ÚSPO RY UNIJNÍ NÍZKOEM ISNÍ ZDRO JE

Potřeby flexibility v případových studiích OTE 2018 potřeba nové flexibility v ES ČR v roce 2050 (z ODDR 2018 společnosti OTE, a. s.): Koncepční U - úspory U - zdroje redukce výroby nových FVE do 6 % výroby do 6 % výroby do 6 % výroby nová záporná regulace elektrokotle v létě 100 MW v létě 100 MW v létě 200 MW nové rychle startující plynové zdroje 160 MW 1 960 MW 1 960 MW odložená spotřeba v roce 2050 1 160 GWh 1 130 GWh 1 330 GWh využití koordinace nabíjení elektromobility nízká střední vysoká uplatnění řízení malých kogenerací vysoký rozsah nízký rozsah nízký rozsah denní akumulace v roce 2050 (bez PVE) 820 MW 1 640 MW 3 400 MW sezónní akumulace v roce 2050 žádný 700 MW 1 500 MW 16

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 MW Potřebná denní akumulace (flexibilita) případové studie Unijní úspory a Unijní nízkoemisní zdroje jsou extrémní až limitní nová akumulace ke stávajícím PVE, však může být realizována i jiným dostatečně flexibilním zdrojem 4 000 3 500 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500 0 Koncepční Unijní úspory Unijní nízkoemisní zdroje 17

Příklad vykrývání odběrových špiček elektřiny malé kogenerace s akumulací tepla mají možnost poskytovat flexibilitu v rámci denních maxim/minim příklady kogenerace s dodávkou elektřiny ve špičce (akumulace tepla do horkovodní sítě): Brno, Pavlovská: 70 kwe a 109 kwt Brno, Irkutská: 180 kwe, 299 kwt vedle příjmů z dodávky tepla a elektřiny (ve špičce) může vést i snížení nákladů na rezervovanou kapacitu při snížení rezervované kapacity na hladině vn o 1 MW je úspora (v závislosti na distribuci) 1,7 až 2,3 mil Kč za rok vždy nutné individuální posouzení odběrového diagramu a zvolené technologie 18

Závěry Bilance středoevropského prostoru 1. výrazný koles přebytku výkonové i výrobní bilance v CEE: výrazně se projeví odstavení německých jaderných elektráren a v regionu se do roku 2030 sníží výroba z uhelných a jaderných elektráren o 140 TWh 2. propojením vnitrodenních trhů od poloviny roku 2019 vznikne pro české výrobce možnost nabídnou elektřinu (flexibilitu) i na jiných trzích s vyšší likviditou 3. fluktuace výroby a spotřeby bude (již se to děje) více řešit trh (množina zákazníků a výrobců) a potřeba SVR tak bude i pro vysoký růst FVE růst jen mírně důraz na flexibilitu 20

Závěry Bilance středoevropského prostoru 4. novela kodexu nezjednodušila vstup menších zdrojů na trh se SVR (PpS), brzkou změnu neočekáváme regulačního výkonu je dost a střednědobě bude 5. později korekci podmínek SVR očekáváme a bude tím větší, čím bude v regionu bilance výroby, regulačních výkonu a záloh více napjatá 6. s růstem FVE (VTE) roste potřeba flexibility; k dekarbonizaci bude nově potřeba až 2 GW plynových zdrojů; 3,4 GW denní a 1,5 GW sezónní akumulace 7. flexibilní malé kogenerace s akumulací tepla mohou vykrýváním denních špiček elektřiny ušetřit ročně 1,7 až 2,3 mil Kč na MW snížení rezervované kapacity 21

S energií počítáme! Bylo využito výsledků z projektu Očekávaná dlouhodobá rovnováha mezi nabídkou a poptávkou elektřiny a plynu 2018 společnosti OTE, a. s. http://www.ote-cr.cz/statistika/dlouhodoba-rovnovaha