6.4 Redispečink... 24 6.5 Realizace investice PST Hradec... 24 7 FINANČNÍ NÁKLADY NÁPRAVNÝCH OPERATIVNÍCH OPATŘENÍ... 25 7.1 Redispečink v ES ČR a

Obsah 1 POZIČNÍ DOKUMENT MANAŽERSKÉ SHRNUTÍ... 4 Úvod: bezpečné fungování elektrizačních soustav... 4 Bezpečnost provozu středoevropských elektrizačních soustav do roku 2015... 4 Vnitřní opatření společnosti ČEPS do roku 2015... 5 Návrhy společnosti ČEPS jak zvrátit nepříznivý vývoj bezpečnosti provozu... 5 2 VÝVOJ VtE, TRŽNÍHO PROSTŘEDÍ A PŘENOSOVÝCH SÍTÍ DO 2015/2020... 7 2.1 Cíle 20/20/20 v EU a DE... 7 2.1.1 Úvod... 7 2.1.2 Závazné cíle pro EU a členské země... 7 2.1.3 Cíle pro Německo... 7 2.2 Rozvoj větrné energie v EU a Německu do r. 2020... 8 2.2.1 Rozvoj větrné energie v Evropě... 8 2.2.2 Rozvoj VtE v Německu... 8 2.3 Koordinace provozu mezi provozovateli přenosových soustav TSC... 9 2.4 Rozvoj trhu, i v kontextu vývoje VtE... 10 2.5 Financování projektů VtE a jejich integrace - v kontextu EU finančních zdrojů a výzev 10 2.6 Rozpor mezi délkou povolovacích procesů pro větrné parky (vč. příbřežních) a pro výstavbu přenosové infrastruktury... 11 3 VÝSLEDKY EWIS... 12 3.1 Výsledky EWIS, platné pro region střední a východní Evropa a pro ČR... 13 3.2 Celospolečenské náklady na VtE a její integraci do sítí... 14 3.3 EWIS definoval řadu podmínek pro úspěšnou integraci VtE... 15 3.4 Pro ČEPS důležité výsledky tržního modelu EWIS... 15 3.5 Opatření na zmírnění rizik ve střední Evropě... 16 4 HISTORIE LISTOPADOVÝCH PŘETĚŽOVÁNÍ PS ČR (v letech 2008, 2009)... 16 4.1 Příčiny... 16 4.2 Modelová kritická situace v listopadu 2008 a pravděpodobnost opakování... 17 4.3 Nápravná opatření... 17 5 ANALYTICKÉ SÍŤOVÉ VÝPOČTY VLIV POSÍLENÍ SÍTÍ A INSTALACE PST... 18 5.1 Srovnání modelu HNBE s REFERENČNÍM modelem... 18 5.2 Vliv instalace PST na německo-polském profilu (model HNBE)... 19 5.3 Vliv nedokončení posílení sítí v Německu a Rakousku (model HNBE)... 20 5.4 Vyhodnocení výpočtů... 21 6 OPATŘENÍ ČEPS PRO UDRŽENÍ BEZPEČNÉHO PROVOZU... 22 6.1 Posilování vedení, investiční akce... 22 6.2 Proměnlivé zatížitelnosti linek podle období/počasí... 23 6.3 Rekonfigurace prvků sítě a jiná plánovaná opatření... 23 6.3.1 Změna základního zapojení HRA a HRD... 23 6.3.2 Převedení V412 z HRA do HRD... 24 6.3.3 Převedení blokového vedení EPR z HRD do HRA... 24 6.3.4 Další možnosti rekonfigurace... 24 6.3.5 Dílčí závěr - Rekonfigurace prvků sítě a jiná plánovaná opatření... 24 2

6.4 Redispečink... 24 6.5 Realizace investice PST Hradec... 24 7 FINANČNÍ NÁKLADY NÁPRAVNÝCH OPERATIVNÍCH OPATŘENÍ... 25 7.1 Redispečink v ES ČR a opatření u sousedů v rámci bilaterálních smluv... 25 7.2 Nápravná opatření v rámci TSC... 25 8 PŘÍPADNÉ FINANČNÍ INVESTIČNÍ NÁKLADY ČEPS, VYVOLANÉ RŮSTEM ZDROJŮ VtE, TRŽNÍMI SILAMI A OPATŘENÍMI NA PL/DE PROFILU... 26 9 NUTNÉ EXTERNÍ PODMÍNKY PRO BEZPEČNÝ PROVOZ PS VE STŘ. EVROPĚ K ROKU 2013/2015... 26 9.1 Dokončení linek mezi severem a jihem Německa... 26 9.2 Případné odstoupení PSE Operator od stavby PST... 26 9.3 Důsledné fungování TSC... 26 9.4 Operativní regulace výkonů VtE v Německu... 27 9.5 Operativní regulace importů do Rakouska... 27 10 ZÁVĚR... 27 11 Seznam použitých zkratek... 29 3

1 MANAŽERSKÉ SHRNUTÍ Poziční dokument společnosti ČEPS: Bezpečnost provozu přenosových soustav v ČR a ve střední Evropě do roku 2015 Studie EWIS (European Wind Integration Study - http://www.wind-integration.eu/) zanalyzovala rozvoj větrných zdrojů do roku 2015 a vypracovala realistický tržní model evropských sítí k tomuto datu. Modelové výpočty ukázaly na kritickou úroveň provozování přenosových soustav ve středoevropském regionu, které bude stále více ovlivňováno dynamicky narůstajícími větrnými kapacitami s přerušovanou výrobou v oblasti Severního a Baltského moře. Další skutečností, se kterou se budou muset, bez ohledu na budoucí prognózy instalovaných větrných kapacit, provozovatelé přenosových soustav vyrovnat jsou předpokládané masivní tržní transakce (např. export z Německa do Rakouska). Zpráva EWIS doporučila řadu opatření jak identifikovaným problémům čelit. I přes tato doporučení však provozovatelé přenosových soustav v regionu CEE přistupují k řešením (výstavba transformátorů s regulací fáze), kterými sice ochrání svůj systém, za nějž jsou odpovědni, ale zároveň tím vytěsní toky výkonů ke svým sousedům. Tento poziční dokument analyzuje kritický stav, ve kterém se mohou ocitnout středoevropské přenosové soustavy v horizontu pěti let, pokud se na mezinárodní úrovni nezrealizují účinná nápravná opatření sladění růstu větrných zdrojů s rozvojem síťových investic, přehodnocení některých investičních záměrů, harmonizace obchodních aktivit s fyzikálními možnostmi sítí, zlepšená koordinace mezi provozovateli přenosových soustav a účinná regulace výroby z větrných zdrojů v případě ohrožení bezpečnosti provozu soustav Úvod: bezpečné fungování elektrizačních soustav Přenosové soustavy na evropském kontinentě jsou navzájem synchronně propojeny a tvoří jeden fyzikální celek od Portugalska po Polsko a z Dánska do Řecka. Toto propojení umožňuje na jedné straně obchody s elektřinou a vzájemnou solidární výpomoc mezi jednotlivými provozovateli přenosových soustav (PPS), na straně druhé dochází v synchronním systému současně ke sdílení problémů v podobě systémových poruch či nestabilitě. Je důležité si rovněž uvědomit, že sjednané obchody s elektřinou mezi dvěma zeměmi vyvolávají fyzikální toky výkonů, které zdaleka nenásledují obchodní cesty takových tržních transakcí. Tyto toky sledují cestu nejmenšího odporu v síti, takže např. export elektřiny z Německa do Rakouska z části prochází přes Polsko a Česko, protože tato elektrická cesta je kratší než přímým ale přitom nedostatečným propojením uvnitř Německa a do Rakouska. Takto jsou zatížena a mohou být i přetížena sousední přenosová vedení. Toky výkonů jsou ovlivňovány umístěním výrobních kapacit a míst spotřeby. Jinými slovy, elektřina teče z místa jejího přebytku do místa její nejbližší spotřeby. Takže fouká-li vítr na severu Německa, přebytek výkonu z obnovitelných zdrojů elektřiny OZE je záměrně, podle vnitroněmeckých pravidel, přenášen k místům spotřeby na jihu na základě pravidla rovnoměrné spotřeby elektřiny vyrobené v OZE ale opět cestou nejmenšího odporu, tedy paralelními cestami přes Benelux na západě a Polsko a Česko na východě. V elektrizační soustavě navíc musí být v každém okamžiku suma spotřeby přesně krytá výrobou, jinak dojde k odchylkám nominální frekvence 50 Hz, poklesu kvality elektřiny a poruchám v zásobování. Zdroje s přerušovanou a těžko predikovatelnou výrobou, jako větrné, musí být zálohovány klasickými kapacitami, aby nedošlo k přerušením dodávek elektřiny spotřebitelům. Z důvodu bezpečnosti se musí počítat s výpadky výrobních jednotek a prvků infrastruktury. V každém okamžiku musejí být soustavy v režimu bezpečného provozu, a to i při výpadku jednoho síťového elementu mají tedy splňovat bezpečnostní kritérium n-1. Bezpečnost provozu středoevropských elektrizačních soustav do roku 2015 Studie EWIS varuje před kritickou situací ve středoevropských přenosových soustavách a v síti České republiky v následujících pěti letech. Primární příčinou problémů v přenosové soustavě 4

ČR jsou tzv. kruhové toky a paralelní toky výkonů z výrobních lokalit VtE na severu Německa a masivní export elektřiny z Německa do Rakouska. Oba tyto fenomény způsobí přetěžování vnitřních sítí ČR a Polska k roku 2015 už v základním stavu tedy bez výpadku vedení. Podle simulačních výpočtů na tržním modelu bude profil CZ-DE omezován po cca 30 % roku. V případě vyšších exportů z Německa do Rakouska (řádově 5000 MW a výše) nebude možné dodržet v PS ČR kritérium n-1, a to ani za předpokladu, že bude realizováno plánované posílení sítí v Německu a zejména v Rakousku (4 nová dvojitá vedení 400 kv). Při plánované instalaci transformátorů s regulací fáze (PST) v Polsku (a jejich omezení přenosu z Německa na plánované hodnotě 2500 MW) nebude takový export možný vůbec. Došlo by totiž k přetížení vedení V420 už v základním zapojení (tj. bez výpadku jiného vedení), nehledě na přetěžování vedení v sousedních soustavách. Bohužel ČEPS nebyla přizvána jako účastník rozvojových studií o vlivu staveb dvou transformátorů s regulací fáze polským provozovatelem PS PSE Operator na sousední soustavy. Vnitřní opatření společnosti ČEPS do roku 2015 ČEPS bude realizovat řadu vnitřních opatření s cílem minimalizovat dopady nepříznivých mezinárodních faktorů na bezpečnost provozu. Mezi nejvýznamnější patří: Trvalé přepojení vedení V412 z rozvodny Hradec Východ do rozvodny Hradec Západ a vedení V420 naopak, Zvýšení zatížitelnosti vedení V412 z původní hodnoty 1740 A na 2000 A. Bude aplikována zvýšená zatížitelnost vybraných vedení v době příznivých povětrnostních podmínek, takže přenosová schopnost může stoupnout až o 20 %. Řada rekonfigurací vedení a zapojení rozvoden má za cíl omezit přetěžování určitých prvků sítě. Naopak, redispečink, tedy krátkodobá aktivace/deaktivace výroby v konkrétní oblasti nemůže být využita jako efektivní nástroj při řešení provozních situací. Návrhy společnosti ČEPS jak zvrátit nepříznivý vývoj bezpečnosti provozu Jedním z důležitých nástrojů je zlepšení koordinace v přípravě provozu i v reálném čase mezi dispečinky středoevropských provozovatelů přenosových soustav (PPS). ČEPS podporuje aktivity jedenácti PPS v rámci iniciativy TSC TSO Security Cooperation, která bude v budoucnu účinným nástrojem pro koordinované řízení přenosových soustav v regionu. V této souvislosti by bylo žádoucí, aby se do budoucna do tohoto systému zapojili i další PPS z regionu střední a východní Evropy. Alarmující předpovědi EWIS i vlastních modelových výpočtů ČEPS akcentují nutnost najít další účinná opatření i mimo ČEPS, která zamezí přetěžování sítí a dovolí jejich bezpečné provozování do roku 2015 a dále. Je nezbytné dojít k vzájemnému konsensu mezi zainteresovanými stranami Německa, Rakouska, Polska a ČR k provedení následujících opatření: Německo koordinovat množství připojovaných VtE s rozvojem sítí ve střední Evropě a v nouzových situacích operativně snižovat hodnoty výkonu z VtE do doby, než Německo zajistí všechna potřebná posílení svých přenosových soustav, Německo včas uvést do provozu potřebná posílení přenosových soustav, Polsko přehodnocení rozhodnutí PSE Operator o instalaci PST, které zhorší přetěžování prvků sítě ČEPS, Pokud se potvrdí identifikovaná rostoucí ohrožení bezpečnosti provozu přenosové soustavy České republiky, způsobená zpožděním posílení přenosové soustavy Německa a instalací PST na polsko-německém profilu, ČEPS nainstaluje nadproudové ochrany na svých vybraných vedeních jako obranu proti zničení prvků přenosové soustavy ČR, Německo/Rakousko omezení předpokládaného objemu importů do Rakouska z Německa tak, aby obchodní výměna nepřevyšovala fyzické možnosti propojených soustav. Podle dat entsoe.net a modelových výpočtů zprávy EWIS vyčlenění tohoto profilu z alokačního mechanizmu způsobuje velké odchylky mezi obchodními a skutečnými (fyzickými) přenosy a vyvolává toky, které přetěžují okolní soustavy, zejména soustavu ČEPS. 5

Úspěšná integrace obnovitelných zdrojů energie, především větrných elektráren, nezávisí pouze na míře finanční, administrativní a politické podpory těchto zdrojů, ale ve stejné míře i na adekvátním rozvoji přenosové infrastruktury a na podmínkách jejího bezpečného provozování. K tomu je třeba prosadit důležité nástroje zkrátit administrativní povolovací řízení, povýšit stavbu liniových staveb jako politickou prioritu a alokovat evropské prostředky do projektů posílení evropských sítí. Důsledkem bude vyrovnání se s masivními toky, vyvolanými geograficky koncentrovanou výrobou z větrných zdrojů a volného mezinárodního obchodu s elektřinou. Všechny kroky, které budou realizovány v souvislosti s integrací obnovitelných zdrojů energie, musejí být na národní, regionální i celounijní úrovni důsledně diskutovány relevantními entitami (provozovatelé přenosových soustav, regulační orgány, výrobci elektřiny, distribuční společnosti, obchodníci s elektřinou ). ČEPS si je vědoma, že implementace těchto opatření je závislá nejen na rozhodnutí provozovatelů PS, ale především na legislativním a politickém prostředí. Apeluje proto i na zákonodárce, regulační orgány a na politiky, aby při znalosti problémů, které jsou před námi, přijímali racionální a odpovědná rozhodnutí. Vzhledem k existenci mnohaletého cyklu plánování v energetice, povolování a stavby přenosové infrastruktury (až okolo 10 let) vyvstává také nutnost zpracování nové studie EWIS, která by prozkoumala dopad předpokládaného rozvoje kapacit VtE na provoz sítí k roku 2020/2025 a identifikovala nezbytné podmínky pro jejich bezpečnou integraci, včetně definice nutného posílení sítí. 6

2 VÝVOJ VtE, TRŽNÍHO PROSTŘEDÍ A PŘENOSOVÝCH SÍTÍ DO 2015/2020 2.1 Cíle 20/20/20 v EU a DE 2.1.1 Úvod Evropská unie přijala v roce 2008 balíček opatření zaměřený na boj proti klimatickým změnám a na zlepšení bezpečnosti a konkurenceschopnosti v oblasti dodávek energie (klimatickoenergetický balíček - iniciativa 20-20-20). Řeší tři základní oblasti z hlediska EU jako celku: snížení vlastních emisí o 20 % ve srovnání s úrovněmi roku 1990, zvýšení, resp. dosažení 20 % podílu obnovitelné energie na energetické spotřebě a zlepšení (zvýšení o 20 %) energetické účinnosti, tj. snížení energetické spotřeby o cca 13 %. Pro každý stát z tohoto balíčku vyplývají konkrétní cíle, jichž musí do roku 2020 závazně dosáhnout. Tyto závazky jsou mj. součástí přílohy č. 1 směrnice o podpoře obnovitelných zdrojů energie (OZE). Česká republika tak má v souladu s obsahem směrnice dosáhnout v roce 2020 13% podílu energie z OZE (oproti 6,1% podílu z r. 2005) na hrubé konečné spotřebě energie země, Německo pak ke stejnému datu má dosáhnout 18% podílu (z úrovně 5,8 % v r. 2005). 2.1.2 Závazné cíle pro EU a členské země Každý stát musí dle obsahu směrnice o podpoře využívání energie z OZE vypracovat závazný Národní akční plán, v němž uvede, jak konkrétního národního cíle dosáhne a zároveň si stanoví limity/podíly energie z OZE v dopravě a při výrobě elektřiny, výtápění a chlazení v roce 2020. Pro sektor elektřiny to pak znamená určení podílů jednotlivých druhů OZE v závislosti na tom, jakým druhem zdrojů daná země disponuje (solární, větrnou, vodní, mořskou, přílivovou a geotermální energii, biomasou ). Každá členská země by měla Národní akční plán (National Renewable Energy Action Plan - NREAP) předložit Komisi nejpozději do 30. 6. 2010. Národní cíle pro sektor elektřiny mohou být např. vzaty v úvahu při přípravě a následné aktualizaci desetiletého plánu rozvoje sítí EU (TYNDP Ten-Year Network Development Plan), jehož tvorba je v kompetenci asociace ENTSO-E. Tento, dle obsahu nařízení č. 714/2009 ES nezávazný plán, zahrnuje vytváření modelů integrované sítě, vypracovávání scénářů, výhled přiměřenosti výrobních kapacit v Evropě (tedy i prognózy instalovaného výkonu ve větrných elektrárnách - VtE) a posouzení odolnosti soustavy. Pro dosažení požadovaných cílů (národních i celounijních) je ve velké míře unijními institucemi podporováno využívání větrné energie. Evropská unie si uvědomuje obrovský potenciál větrné energie zvláště na moři, který se stane pro mnohé členské státy nástrojem pro splnění cílů a uvádí, že je pravděpodobné, že do roku 2020 bude využitý potenciál větrné energie na moři zhruba 30-40x vyšší, než je současná instalovaná kapacita (1,1 GW instalovaných v příbřežních elektrárnách na moři z celkových 56,5 GW instalovaných ve VtE v EU v r. 2007), a v časovém horizontu do roku 2030 by to mohlo být až 150 GW. 1 2.1.3 Cíle pro Německo Díky disponibilitě vhodných podmínek pro instalování masivních větrných zdrojů, bylo Evropskou unií vybráno právě Německo, jakožto vhodná lokalita pro rozvoj větrných elektráren, a to jak pozemních, tak příbřežních. Vzhledem k deklarované podpoře nových příbřežních větrných parků v Severním a Baltském moři bude tento trend do roku 2020 pokračovat. Německo bude i z tohoto důvodu zahrnuto do prioritních opatření v oblasti infrastruktury, kde se počítá s vytvořením Severomořské příbřežní sítě, která by měla být budována z důvodu optimálního vzájemného propojení vnitrostátní sítě západní Evropy s novými plánovanými projekty mořských větrných elektráren. 1 Sdělení Komise EP, Radě, EHV a VR Větrná energie na moři: opatření nezbytná pro splnění cílů energetické politiky na rok 2020 a dále, 12. prosince 2008 7

2.2 Rozvoj větrné energie v EU a Německu do r. 2020 V období 1995-2005 se souhrnný instalovaný výkon větrných elektráren (VtE) v EU zvyšoval v průměru o 32 % ročně, přičemž v roce 2007 přes 40 % veškeré nové kapacity na výrobu elektřiny, přidané do evropských distribučních soustav, pocházelo z větrných elektráren. 2.2.1 Rozvoj větrné energie v Evropě Obrázek 2-1 Odhady instalovaných kapacit VtE Best estimate Nejlepší odhad a Optimal - Optimistic Wind Optimistický scénář podle zprávy EWIS Celkově by do roku 2015 dle prognózy větrných kapacit podle scénářů Best estimate a Optimal Optimistic Wind studie EWIS mohlo být v rámci Evropy (evropská 27 a Švýcarsko) instalováno ve větrné energii od cca 140 do 183,6 GW (viz Obr. 2-1). Podle modelového scénáře použitého v druhém Strategickém přezkumu energetické politiky EU bude do roku 2020 tvořit větrná energie více než třetinu veškeré elektřiny vyrobené z obnovitelných zdrojů a do roku 2030 to bude téměř 40 %, což bude k tomuto časovému horizontu představovat celkovou investici ve výši nejméně 200 300 mld. EUR. Ke konci roku 2009 už bylo v rámci evropské 27 souhrnně instalováno téměř 74 767 MW ve větrné energii, v celé Evropě to bylo 76 152 MW. V roce 2009 bylo v rámci EU instalováno celkově 10 163 MW nových kapacit VtE, přičemž největší nárůst byl zaznamenán ve Španělsku, Německu, Francii, Itálii a ve Velké Británii. 2.2.2 Rozvoj VtE v Německu Německo patří k zemím s nejvyšším instalovaným výkonem VtE. Progresivní nárůst větrných elektráren nastal od druhé poloviny 90. let 20. století. V období 1990-2008 vzrostl instalovaný výkon OZE z 4651 na 37 406 MW, ve VtE byl nárůst z 56 na 23 895 MW. Podíl výroby OZE na spotřebě elektřiny se v tomto období téměř zpětinásobil v roce 1990 činil 3,4 %, v roce 2008 to bylo 15,1 %, díky zejména vodním a větrným elektrárnám a výrobě elektřiny z biomasy. Celková výroba elektřiny z OZE činila v roce 2008 více než 92 TWh, tedy více než celková spotřeba ČR. Odhaduje se, že z předpokládaného instalovaného výkonu větrných elektráren v roce 2015 v Evropě (až 139 GW) by největší koncentrace nových zdrojů mohla být v Německu (a Španělsku), přičemž v případě Německa se očekává do roku 2030 minimálně zdvojnásobení počtu větrných elektráren na moři (viz Obr. 2-2). 8

Obrázek 2-2: Integrace větrné energie v Německu (zdroj:wind Energy VDMA Power System) 2.3 Koordinace provozu mezi provozovateli přenosových soustav TSC Při řízení provozu propojených soustav v nestabilních podmínkách neřízeného připojování a odpojování části zdrojů (OZE) se ukazuje jako nezbytná spolupráce mezi provozovateli přenosových soustav (provozovatelé PS) v regionu střední a východní Evropy. Jedině důslednou a cílenou koordinací nápravných opatření, prováděných v propojených sítích, lze dosáhnout alespoň významného snížení dopadů vysoké výroby ve VtE na severu Evropy a zvyšujících se tržních aktivit na porušování kritéria spolehlivého provozu či lokálního přetěžování prvků sítě. Podle zkušeností z předchozích provozních situací vedly nekoordinované kroky jednotlivých dispečinků k přesouvání problémů na sousední přenosové systémy. Touto situací dotčení provozovatelé PS v regionu střední a východní Evropy (společnosti amprion, ČEPS, EnBW, Tiwag, PSE Operator, swissgrid, TenneT, transpower, 50Hertz, Verbund a VKW Netz), zásobující cca 170 milionů obyvatel se na podzim roku 2008 dohodli na společném postupu cestou decentralizované koordinace provozu. Byla podepsána smlouva, na základě které byl spuštěn projekt TSC (http://www.tso-security-cooperation.eu). Cílem této iniciativy je pomocí společně nastavených pravidel, procesů a opatření zlepšit vzájemnou každodenní komunikaci a procesně řízenou součinnost dispečinků zainteresovaných provozovatelů PS s využitím společné IT platformy (CTDS Common Tool for Data Exchange and Security Assesment) pro provádění výpočtů chodu sítě od předpovědí cca 2 dny předem, den předem, uvnitř dne až blízko k reálnému provozu. Po společné analýze očekávaných provozních situací by měla následovat koordinovaná opatření v sítích všech dotčených provozovatelů PS. Současně všichni tito provozovatelé mohou při řízení své přenosové sítě využívat údaje o provozu okolních soustav z provozovaného výstražného a varovného systému (RAAS Real time Awarness and Alarm System). Pro komunikaci mezi dispečery bude sloužit audiovizuální zařízení zajišťující možnost provádění pravidelných denních videokonferenčních hovorů mezi jednotlivými provozovateli PS. Nejdůležitější částí projektu je soubor vzájemně odsouhlasených nápravných kroků prováděných pro bezpečný provoz PS a soubor nástrojů pro dispečera tzv. Tool Box, řešící komplexně nejen technickou, ale i ekonomickou stránku těchto opatření. 9

Nastavení jasných pravidel spolupráce, provádění společných výpočtů, analýz provozu a koordinovaných opatření při řízení provozu propojených soustav by mělo zvýšit spolehlivost provozu, omezit vliv extrémních toků vyvolaných provozem VtE v Německu a současně umožnit i větší propustnost na profilech mezi jednotlivými provozovateli PS. Zlepšená komunikace mezi dispečinky a nepřetržitá výměna provozních informací o stavu jednotlivých soustav by měly přinést výhodu v rychlé reakci provozního personálu na neočekávané provozní situace s možností současně prováděných opatření v několika systémech PS najednou oproti dosavadní bilaterální spolupráci. Současně se očekává, že se zvýší možnosti regulace (odstavování části VtE na severu Německa) jinak neřízených zdrojů v případech extrémních vlivů na spolehlivý provoz naší sítě i omezování přetoků z důvodu zvýšených importů do některých soustav na jihu Evropy (Rakousko, Balkán ) využívajících nízkých cen energie. V polovině roku 2010 bude implementována 1. etapa IT řešení, spolu s ní budou zkušebně nasazeny i procesy komunikace a koordinovaného decentralizovaného řízení a na základě zkušeností budou tato opatření a prostředky nastaveny tak, aby od 1. 1. 2011 celá spolupráce TSC mohla plnohodnotně fungovat. 2.4 Rozvoj trhu, i v kontextu vývoje VtE Dynamický vývoj větrných elektráren, zejména na severu kontinentální Evropy je skutečností a fenoménem, který se bezprostředně dotýká trhu s elektřinou a problematiky přeshraničních přenosových kapacit. Dopad větrných elektráren na trh a sítě má více dimenzí. Vzhledem ke specifickému charakteru výroby vyznačujícího se vysokou volatilitou vyráběného výkonu podle aktuálních klimatických a povětrnostních podmínek leží těžiště uplatnění VtE zejména v krátkodobém obchodování na úrovni dne, případně uvnitř dne. Již zmíněná nárazovost výroby, a to jak v čase, tak velikosti, se promítá do rozložení toků v sítích a přispívá tak ke vzniku úzkých míst. Toto je nutno následně zohlednit při procesu stanovování přenosových kapacit, které jsou kalkulovány pro potřeby trhu. Jedná se tedy o určitý uzavřený kruh. V současné době jsou v regionu střední a východní Evropy - CEE přidělovány přeshraniční kapacity většinou na principu explicitních tzv. NTC based aukcí, a to jak společných, tak bilaterálních. Velikost kapacit je nepřímo ovlivňována výrobou ve větrných elektrárnách a při zvýšených hodnotách dodávky (tisíce MW) dochází k omezování přeshraničních přenosových kapacit na některých profilech a směrech. I přes připravovaná protiopatření na straně provozovatelů přenosových soustav lze očekávat společně s růstem výroby ve VtE minimálně setrvalý stav, avšak spíše prohloubení současných problémů. Vzhledem k dosavadnímu a očekávanému nárůstu zdrojů s přerušovanou výrobou v síti je zřejmé, že bude pokračovat trend přechodu od dlouhodobé fáze alokace (rok a měsíc) směrem ke krátkodobým alokacím den předem a vnitrodenním (day ahead a intraday), což je současně nutné zohlednit i na straně provozovatelů přenosových soustav při provozním plánování. V souvislosti s bezpečností provozu, ale především z hlediska zajištění adekvátního množství přenosových kapacit se rovněž intenzivně pracuje na přípravě tzv. flow based alokace, která by dle některých očekávání měla lépe zohledňovat situaci v sítích díky detailnějšímu modelování a lépe tak reagovat na vliv výroby VtE. Současně probíhá proces regionální integrace trhů s elektřinou, jehož cílem je jednotný vnitřní trh s elektřinou. Bez ohledu na metodiku výpočtu a alokace přeshraničních kapacit je nezbytné, aby obchodování elektřiny z VtE bylo součástí společné alokační procedury, na rozdíl od současného stavu, kdy export elektřiny z Německa do Rakouska pomocí existující společné tržní zóny ovlivňuje a přetěžuje kruhovými toky zvláště českou a polskou přenosovou soustavu. 2.5 Financování projektů VtE a jejich integrace - v kontextu EU finančních zdrojů a výzev (Detailní informace je uvedena v Annexu) 10

Z důvodu splnění unijních environmentálních cílů do roku 2020 je v maximální možné míře unijními institucemi, především Evropskou komisí, podporováno (politicky i finančně) využívání oceánů a moří s ohledem na jejich větrný potenciál. Proto ministři členských států EU odpovědní za sektor energetiky v únoru 2009 odsouhlasili podporu koordinovaného přístupu mezi Evropskou komisí a členskými státy s cílem nákladově efektivním způsobem napomoci zavádění mořských větrných elektráren ve velkém měřítku v evropských mořích při zachování spolehlivosti sítě. 2 Masivní finanční podpora celkových projektů VtE, včetně projektů na moři, která jen z evropských fondů politiky soudržnosti v letech 2007 2013 bude v členských státech podporována částkou více než 787 milionů EUR, není doprovázena adekvátním rozvojem stávající a výstavbou nové přenosové infrastruktury. Tuto skutečnost si uvědomuje i Evropská komise, která konstatuje, že je pravděpodobné, že pokud se současná rozvodná síť nepřizpůsobí změnám v infrastruktuře výroby energie, může velký rozvoj větrné energie na moři této síti způsobit potíže 3. Zcela specifickým finančním nástrojem orientovaným také na podporu větrné energie na moři, a to především na území Německa, je implementace tzv. Evropského energetického programu pro hospodářské oživení (EEPR), který je realizován na základě nařízení EP a Rady č. 663/2009 ES ze dne 13. července 2009. Program, který má přispět ke splnění cílů energetické politiky a politiky v oblasti klimatu obdržel finanční rámec ve výši 3980 milionů EUR, z toho 565 milionů EUR na projekty zaměřené na využití větrné energie na moři. V rámci propojení elektrizačních soustav v regionu CEE jsou iniciativou EEPR podporovány pouze dva projekty: Halle/Saale Schweinfurt (kofinancování z EU 100 milionů EUR) a Wien Györ (kofinancování z EU 20 milionů EUR). V rámci programu EEPR zaměřeného na využití větrné energie na moři se podporuje, v rozsahu cca 250 milionů EUR, rozsáhlé testování, výroba a využití inovačních turbín a základových konstrukcí. V rámci programu EEPR zaměřeného na využití větrné energie na moři se rovněž podporuje (částkou více než 300 milionů EUR) rozvoj modulárních řešení pro připojení mořských větrných parků s elektrizačními soustavami. Z uvedeného přehledu je zřejmé, že naprostá většina unijních finančních prostředků je alokována na přímou podporu větrných zdrojů a jejich propojení s elektrizační soustavou. Projekty posílení sítí, vyvolané nutností vyrovnat se s masivními toky, danými geograficky koncentrovanou výrobou z větrných zdrojů, dosud nemají finanční prioritu. 2.6 Rozpor mezi délkou povolovacích procesů pro větrné parky (vč. příbřežních) a pro výstavbu přenosové infrastruktury European Wind Energy Association EWEA připravuje (v rámci projektu EU) k vydání v červnu 2010 zprávu Wind Barriers. Zpráva podrobně zanalyzuje povolovací procedury pro větrné farmy v zemích EU. Podle předběžných výsledků je průměrná doba povolovacích procesů pro větrné farmy 42 měsíců, což je podle EWEA velkou překážkou pro splnění evropských cílů pro podíl obnovitelných zdrojů na hrubé spotřebě energie. Proto jsou předloženy návrhy na zjednodušení administrativního procesu, např. návrh jednoho místa pro vyřízení celé žádosti. Povolovací řízení pro příbřežní větrné farmy je daleko kratší, v průměru 18 měsíců. Tyto délky povolovacích procesů pro větrné farmy, které jsou na jedné straně nepřijatelné pro investory do větrných kapacit, jsou v příkrém kontrastu s povolovacími procedurami pro elektrická vedení, která jsou nutnou podmínkou pro rozvoj větrné energie v Evropě. Podle 2 Sdělení Komise Druhý strategický přezkum energetické politiky Akční plán EU pro zabezpečení dodávek energie a jejich solidární využití závěry Rady schválené 19. února 2009 3 Sdělení Komise EP, Radě, EHV a VR Větrná energie na moři: opatření nezbytná pro splnění cílů energetické politiky na rok 2020 a dále 11

ENTSO E naráží většina síťových projektů na délku řízení od 4 do 6 let, často se však jednání protáhne na 10-12 let a, v extrémních případech je délka povolovacího procesu až 30 let! Z tohoto srovnání je zřejmé, že přes stížnosti investorů do větrných zdrojů jsou povolovací procedury pro síťová propojení hlavní budoucí překážkou pro další rozvoj větrné energie a pro naplnění environmentálních cílů EU. Sdělení Evropské komise z roku 2005 Podpora elektřiny z obnovitelných zdrojů elektřiny doporučilo členským státům, jak omezovat překážky ve správních řízeních pro síťové projekty: např. ustanovením jednoho správního místa a určením povinných lhůt na odpověď. Nově je téma zařazeno v připravovaném energetickém infrastrukturním balíčku, jehož cílem je odstranit překážky pro výstavbu elektrických sítí. EU si začíná uvědomovat, že bez odpovídající síťové infrastruktury není možno prosadit fungující trh s elektřinou a integrovat plánované kapacity obnovitelných zdrojů, především větrných. 3 VÝSLEDKY EWIS Tato kapitola shrnuje hlavní výsledky EWIS (http://www.wind-integration.eu/) s důrazem na region střední Evropy a České republiky. V Annexu jsou uvedeny podrobnější výsledky této zprávy. Hlavním cílem studie EWIS bylo provést analýzu, jak nejlépe integrovat VtE do sítí pro splnění evropských cílů 20-20-20 (viz kap. 3.1): 1. definovat budoucí síťové problémy zvl. k roku 2015, a dále 2. navrhnout společný evropský přístup k VtE (provozně-technické, tržní a regulatorní aspekty). V průběhu řešení studie se podařilo nasimulovat pravděpodobné podmínky provozu propojených evropských elektrizačních soustav v roce 2015 a na základě tržního a - následně síťového modelu byly prozkoumány chody sítí k tomuto časovému horizontu. Tržní model, poprvé v takovémto měřítku použitý, pracoval s tržními podmínkami během celého roku, ovlivňujícími tržní transakce, s přeshraničními kapacitami NTC a předpokládanými tržními přeshraničními výměnami. Vstupní data do síťového modelu přicházela z tržního modelu tak, aby mohlo být detailně spočteno chování prvků sítě ve vybraných charakteristických situacích. Výpočet toku výkonu byl aproximován pomocí distribučních koeficientů PTDF (Power Transfer Distribution Factors). Jako proměnné byly do modelů vkládány: Stupeň penetrace větrných zdrojů v r. 2015, přičemž byly zvoleny následující scénáře: - Referenční scénář základní stav (nulový nárůst VtE) - Best estimate / Scénář Nejlepší odhad (pravděpodobný rozvoj větrných zdrojů) - Wind optimistic / Optimistický scénář (velmi dobrý rozvoj kapacit); Scénáře vysoké a nízké ceny paliva, vysoké a nízké ceny CO 2 Scénáře různého charakteru větrů, rozvoje sítí, výroby a spotřeby - Scénář velký vítr na severu (High Nord) oproti scénáři velký vítr na jihu (High South) Scénář Předpokládaný rozvoj sítí k roku 2015 oproti dalšímu scénáři Enhanced Network, kde jsou uvažována další, zatím nikoliv jistě realizovatelná posílení sítí - Měnící se parametry spotřeby a výroby v závislosti na denním/ročním cyklu. Na základě výsledků z modelových výpočtů bylo možno ocenit připravenost celé elektrizační soustavy na bezpečný a spolehlivý provoz, identifikovat přetížení jednotlivých prvků sítě, a tím i úzká místa a kontingenční analýzou i dodržování / nedodržování kritéria n-1. 12

V druhém kroku byla formulována celá řada podmínek, jejichž splnění je nezbytné pro bezpečnou integraci větrných kapacit do evropských elektrizačních soustav. 3.1 Výsledky EWIS, platné pro region střední a východní Evropa a pro ČR Analýza stavu k roku 2015 ukazuje mohutné toky výkonů na velké vzdálenosti, obecně severojižního směru v CEE regionu (viz Obr. 3-1). - Onshore installations -Offshore wind park cluster until 2015 -Bulk power flow - Bottleneck Bulk DC power flow at rated line capacity Obrázek 3-1: Typické fyzikálními toky výkonu, pro scénář High Wind North vysoký vítr na severu PL DE 1887 1287 1287 3226 2119 1604 4116 4116 CZ 338 1441 2664 AT 326 1684 374-304 1600 2097 H 478 1290 SK 1214 2374 Obrázek 3-2: Rozdíly mezi plánovanými a fyzikálními toky Obr. 3-2 ukazuje, pro jeden vybraný scénář, rozdíly mezi plánovanými toky (černá čísla, (výsledek modelování trhu) a fyzikálními toky (modrá čísla, výsledek modelování toků výkonu). Rozdíly mezi těmito toky jsou tranzitní, resp. menší kruhové toky, vyznačené zeleně. Je zřejmé, že tzv. plánované toky nemají reálný fyzikální význam. 13

Zpráva EWIS doslova konstatuje: Když se prosadí rozhodnutí o instalaci PST (transformátor s regulací fáze) na rozhraní Německo Polsko a na česko-německé hranici, pak v Německu dochází k masivním tokům výkonu ze severu k jihu, s rizikem nestability soustavy. Především tranzit ze severu na jih může zvýšit riziko rozdělení přenosové soustavy v případě poruch (například mezi severem Německa a sousedními soustavami). Několik zjištěných přetížení a úzkých míst uvnitř Německa vede k opatřením týkajícím se redispečinku k protiobchodům (countertrading) a k omezení výroby větrných elektráren. Také se musí vzít do úvahy jednotky s vynucenou výrobou. Výzkum ukázal, že krátkodobá opatření nejsou jediným řešením pro integraci výkonu větrných elektráren do evropské přenosové soustavy. Proto se doporučují trvalá dlouhodobá opatření a společná široká regionální koordinace se sousedními zeměmi (např. s Polskem a Českou republikou). Studie ustálených stavů naznačují, že právě plánovaná, ale neuskutečněná posílení sítě nepostačují pro splnění kriteria bezpečnosti soustavy. Šetření ve středozápadním a středovýchodním regionu odhalují uvnitř Německa a na jeho hranicích několik úzkých míst. Poměry toků výkonu uvnitř Německa jsou charakteristické značnými toky od severu k jihu, které přicházejí z větrných farem mimo pevninu v Severním a v Baltském moři a ze spousty větrných farem nacházejících se na severním pobřeží Německa. Do úvahy se musí vzít dodatečná posílení přenosové sítě nejen v Německu, ale i v sousedních zemích, aby se zabránilo redispečinku nákladově efektivních elektráren a omezování větrných zdrojů. Obrázek 3-3: Transformátory s regulací fáze PST na mnoha profilech způsobují v Německu a na jeho jižní hranici neřešitelná úzká místa. Znamená to, že tento přístup není udržitelným ve středoevropském regionu - citace podle zprávy EWIS 3.2 Celospolečenské náklady na VtE a její integraci do sítí (Podrobné výsledky jsou uvedeny v Annexu) 14

Na základě podrobných výpočtů, které braly do úvahy různé scénáře, zpráva EWIS dospěla k závěrům, že celkové náklady na VtE a její integraci se budou pohybovat mezi 6 a 15 mld. EUR ročně. Z toho přepočtené roční náklady na posílení přenosové infrastruktury budou dosahovat pouze zlomek této částky maximálně 800 mil. EUR. Zpráva jasně konstatuje, že čisté přínosy začlenění větrné energie do evropského elektrizačního systému jsou v daném časovém horizontu negativní. 3.3 EWIS definoval řadu podmínek pro úspěšnou integraci VtE Povolovací procedury pro investiční akce nová vedení Provozovatelé PS uznávají důležitost zajištění toho, že se sítě rozvíjejí pro efektivní zajištění budoucích výzev, ale požadují podporu od zainteresovaných stran pro umožnění nezbytných změn. Především si přejí zajistit, aby nezbytný rozvoj přenosové infrastruktury šel v rámci evropského a národního plánování bok po boku s vývojovými trendy výroby OZE, které tuto výstavbu pohánějí. Především - pokud existují plánovací předpoklady pro rozvoj obnovitelných zdrojů v určitých oblastech, tak související rozvoj sítí musí tvořit část tohoto plánu. Subjekty, které rozhodují o politice a plánovací autority, by měly zajistit, aby vynucená síťová infrastruktura měla stejnou prioritu, jakou má rozvoj obnovitelných zdrojů, takže nezbytná rozšíření sítě budou postupovat tak, aby se jim včas přizpůsobila. Finanční zabezpečení rozvojových plánů přenosových soustav Provozovatelé PS potřebují mít důvěru, že se jim umožní krýt náklady na požadovaný rozvoj v rámci národních regulačních soustav a pro výstavbu přeshraničních zařízení v rámci mezinárodních mechanismů pro sdílení nákladů. Provozovatelé PS tudíž požadují, aby existovalo řádné vzájemné nastavení mezi národními regulačními cíli a politikami, které usilují o zabezpečení směrných hodnot pro obnovitelné zdroje. Sdílení nákladů a mechanismy pro náhradu nákladů za výstavbu s pan-evropským přínosem se musí stát prioritou pro novou evropskou regulační autoritu ACER. 3.4 Pro ČEPS důležité výsledky tržního modelu EWIS (Podrobné výsledky jsou uvedeny v Annexu) Rozbor časového průběhu transakcí mezi jednotlivými regionálními oblastmi přinesl nová zjištění. Především je to nezávislost dovozu Rakouska z Německa ve výši 5500 MW na tom, zdali je nebo není vysoká výroba ve VtE. Rakušané přitom téměř nevyužijí akumulaci ve svých přečerpávacích vodních elektrárnách (PVE) polovinu importu spotřebují sami, druhou polovinu reexportují. Využití PVE by vyžadovalo další zvýšení importu nad (už tak nerealistickou) hodnotu 5500 MW. Průběhy exportu v jiných časových úsecích ukazují podobně masivní (i když ne tak stálé) hodnoty. Tento rakouský import je klíčový pro přetěžování sítí ve Střední Evropě. V budoucnu musí být zajištěno, že bezpečnost provozu propojených soustav má v každém okamžiku prioritu před tržními transakcemi, které by tuto bezpečnost narušovaly. Kruhové toky způsobené tržními transakcemi (zejména exportem DE-AT) způsobí přetěžování vnitřních sítí ČR a Polska už v základním stavu - tedy bez navýšení VtE oproti roku 2008 - (aniž by došlo k výpadku). Situace se dále zhoršuje po instalaci PST na německo-polských hranicích. Instalace PST i na česko německém profilu jen přesune problém s přetěžováním sítě dále do jižního Německa a Rakouska, takže nakonec vše skončí masivním redispečinkem / protiobchodem a omezením výroby ve VtE. Není to tudíž udržitelné řešení. V konečném důsledku se tedy požadované tržní transakce stejně neuskuteční, jen to bude stát investice na 8 PST navíc (na každém hraničním vedení profilu DE-CZ a DE-PL) a náklady na redispečink, zvýšené ztráty v sítích atd. Je třeba konstatovat, že zpráva EWIS nenalezla odpověď, jak udržitelným způsobem do roku 2015 integrovat plánované větrné kapacity bez vážného ohrožení bezpečnosti provozu propojených přenosových soustav ve střední Evropě. 15

3.5 Opatření na zmírnění rizik ve střední Evropě (doslovná citace ze zprávy EWIS, další informace v Annexu) Pokud se prosadí instalace PST na rozhraní Německo Polsko, pak se podstatně zvýší tranzit výkonu přes Českou republiku. Protiopatřením by mohla být vynucená instalace PST na rozhraní Německo Česká republika. To lze považovat za krátkodobé opatření pro zmírnění rizika pro případ přetížení vnitřní přenosové sítě, způsobeného tranzitem a vedlejšími kruhovými toky v regionu střední, východní a západní Evropy. Když se prosadí rozhodnutí o instalaci PST na rozhraní Německo Polsko a na českoněmecké hranici, pak v Německu dochází k masivním tokům výkonu ze severu k jihu, s rizikem nestability soustavy. Především tranzit ze severu na jih může zvýšit riziko rozdělení přenosové soustavy v případě poruch (například mezi severem Německa a sousedními soustavami). Několik zjištěných přetížení a úzkých míst uvnitř Německa vede k opatřením týkajícím se redispečinku, k protiobchodům (countertrading) a k omezení výroby větrných elektráren. Také se musí vzít do úvahy jednotky s vynucenou výrobou. Výzkum ukázal, že krátkodobá opatření nejsou jediným řešením pro integraci výkonu větrných elektráren do evropské přenosové soustavy. Proto se doporučují trvalá dlouhodobá opatření a společná široká regionální koordinace se sousedními zeměmi (např. s Polskem a Českou republikou). 4 HISTORIE LISTOPADOVÝCH PŘETĚŽOVÁNÍ PS ČR (v letech 2008, 2009) 4.1 Příčiny Vzhledem k tomu, že výroba ve větrných zdrojích je závislá na síle větru, bez možnosti efektivní regulace, a v důsledku enormního nárůstu těchto zdrojů v oblasti Severního a Baltského moře a zvláště na severu Německa (25 777 MW instalovaného výkonu VtE v Německu k 31. 12. 2009) je stále výrazněji ohrožována bezpečnost provozu přenosových soustav v okolních zemích. Současně s rozvojem výstavby větrných parků v Německu se v PS ČR začaly objevovat první příznaky vlivu přetoků vyvolaných výrobou z obnovitelných - větrných zdrojů na severu Německa. Tyto přetoky se projevují i obrácením obvyklého toku elektrické energie (tedy z exportní ČR do importujícího Německa) a způsobují problémy ve vnitřní síti ČR, především přetěžování prvků PS ČR. Naposled německé větrné parky ohrožovaly spolehlivost provozu PS v ČR v listopadu 2009. Přenosová soustava ČR odolávala neplánovanému náporu až 1430 megawattů. Namísto sjednaného exportu 130 megawattů elektřiny do Německa přitékalo do české sítě až 1300 megawattů. Zjednodušeně lze vysledovat následují okolnosti, jejichž kombinací vzniká pro PS ČR nepříznivá situace: Vysoká výroba ve VtE (např. 18 000 MW z celkově instalovaných cca 26 000 MW) na severu Německa způsobuje náhlý krátkodobý nadbytek elektrické energie v kontinentální Evropě. Výroba v klasických elektrárnách v Německu musí být regulována (snížena), aby soustava Německa dodržela plánované saldo předávaných výkonů. Velký nadbytek elektrické energie vyvolává dramatický pokles ceny elektřiny jako komodity na burzách (v extrémních případech nastávají až negativní ceny, tedy dodavatel platí zákazníkovi za to, že odebírá elektřinu!). Výrobci, resp. obchodníci v ČR, nejsou schopni těmto cenám konkurovat a saldo vývozu z ČR se snižuje nebo je záporné. Odběratelé, disponující možností akumulace energie (typicky přečerpací vodní elektrárny v Rakousku), jsou schopni takovouto energii za nízké, nulové nebo dokonce záporné ceny ve vysoké míře využívat pro akumulaci špičkové energie v horních nádržích (čerpání). 16

Situaci zhoršuje Market Coupling zavedený na hranicích mezi Německem a Rakouskem, pro který neplatí řízení úzkých míst - congestion management (aukce přenosové kapacity) a kde jsou běžně deklarovány nereálné obchodní výměny ve výši 4000 MW, které v těchto místech ovšem fyzikálně zdaleka neprotékají. Kombinace vysokých toků v propojených soustavách ve směru ze severu na jih a nízkého salda (malý nebo žádný export) způsobuje vysoké vnitřní zatížení sítě PS ČR, a tím ohrožuje spolehlivost jejího provozu (nedodržení kritéria n-1), tato situace se bude dále zhoršovat spolu s nárůstem instalovaného výkonu VtE na severu Německa. 4.2 Modelová kritická situace v listopadu 2008 a pravděpodobnost opakování Pro ilustraci je možné uvést jednu konkrétní, z hlediska pravděpodobnosti jejího opakování v dalších letech, modelovou situaci, která ovlivňovala provoz PS ČR v roce 2008: Ve dnech 10.11. a 11.11. a dále 17.- 20.11. byl zaznamenán značný nárůst neplánovaných toků na profilu VE-T (přenosová soustava v severovýchodní části Německa, dnes 50Hertz) a ČEPS do přenosové soustavy (PS) ČR. Příčinou byla vysoká výroba větrných elektráren v severní části Německa, především v oblasti VE-T. V důsledku toho docházelo k vysokému zatížení vedení 400 kv mezi rozvodnami Hradec Východ a Řeporyje (V412) a rozvodnami Hradec Východ a Chrást (V430) a k následnému provozování PS ČR s nedodržováním bezpečnostního kritéria n-1. Mimo vysoké výroby VtE byly dalšími důvody vzniku kritické situace: vypnutí obou vedení 400 kv mezi PSE Operator (polská PS) a ČEPS pro plánované práce na vedeních tranzit neplánovaných toků do Rakouska zvyšující zatížení vnitřních vedení PS ČR dodávky ze Skandinávie do Německa a Polska Blok 1 JE Temelín (1000 MW) odstaven pro údržbu (prodloužená plánovaná odstávka) Předpovědní model výroby z větrných zdrojů na 19. 11. predikoval: výrobu VtE pro VET 7000 8500 MW výrobu VtE pro E.ON (PS středního Německa, dnes transpower) 4500 6000 MW výrobu VtE pro celé Německo 18 000 MW Vedle této očekávané výroby VtE přispívaly ještě dne 19. 11. plánované toky z oblasti Skandinávie během dne okolo 1200 MW a neobvykle vysoké importní saldo Rakouska (2000 MW - zřejmě nákup levné větrné energie). K výše popsané modelové situaci dochází podle našich zkušeností prozatím naštěstí jen několikrát do roka, především na konci roku, což je vyvoláno především vhodnými povětrnostními podmínkami v oblasti instalovaných větrných farem a zřejmě i disponibilitou na straně přečerpávacích vodních elektráren PVE v Rakousku. Rakouské PVE na jaře využívají ve zvýšené míře spíše průtok levné vody z tajícího sněhu a ledu než čerpání, protože jejich nádrže jsou buď plné, nebo musejí udržovat retenční prostory pro případ nenadálých přílivů vody. Listopad je proto pro naši PS v posledních letech z hlediska vlivu německých VtE nejnepříznivějším obdobím. Pravděpodobnost těchto krizových situací, které mohou mít přímý dopad na bezpečnost provozu propojených soustav ve střední Evropě, se bude zvyšovat s dalším narůstáním větrných kapacit v severním Německu pokud zde nebudou realizována včasná a adekvátní nápravná opatření (především posílení koridoru S-J). 4.3 Nápravná opatření (Podrobný rozbor Nápravných opatření je uveden v Annexu) Po kritické situaci na podzim roku 2008 byl na základě analýz a simulačních výpočtů vypracován seznam opatření pro omezení přetoků z větrných elektráren v Německu, který slouží dispečerské službě jako vodítko pro řešení obdobných situací. 17

Zde je uveden souhrn všech nápravných opatření, která sníží zatížení vedení V412 a V430 během vysokých přetoků výkonů ze soustavy 50Hertz. Podrobný rozbor těchto opatření je v Annexu této zprávy. Vypnutí V414 Vypnutí V433 Vypnutí V413 Rekonfigurace v rozvodně Řeporyje ve čtyřech variantách Vypnutí KSP v rozvodně Hradec 4 Redispečink elektrárny Prunéřov 2 Obecně je možno konstatovat, že vypnutí linek do jisté míry zmenší přetížení V412 a V430, ale toto opatření je použitelné jen pro některé provozní stavy. rekonfigurace zapojení rovněž přispěje k řešení přetížení, ale toto opatření je omezeno pouze na některé provozní stavy. Redispečink EPRU2 je efektivním řešením přetížení, ale pouze za určitých podmínek. 5 ANALYTICKÉ SÍŤOVÉ VÝPOČTY VLIV POSÍLENÍ SÍTÍ A INSTALACE PST Pro síťové analýzy byly použity dva výpočtové modely založené na datech: z projektu EWIS scénář High Wind Nord Best estimate (HNBE), tedy scénář vysoké výroby VtE na severu Evropy při variantě Nejlepší odhad VtE z referenčního modelu pro r. 2015 V obou modelech bylo upraveno přepojení vedení V420 a V412 podle předpokladu r. 2015 (zapojení do r. Hradec Východ a Hradec Západ). V datech HNBE bylo doplněno posílení rakouské sítě podle informací z referenčního modelu (nová dvojité vedení 400 kv: St. Peter Ernsthofen, St. Peter Isar, St. Peter Tauern, nové jednoduché vedení: Lienz Itálie), které výrazným způsobem zlepšují přenosové schopnosti rakouské sítě. Pro model HNBE byly provedeny citlivostní analýzy vlivu instalace transformátorů s regulací fáze (PST) a nedokončení navrhovaných a plánovaných posílení sítí v Německu a Rakousku. 5.1 Srovnání modelu HNBE s REFERENČNÍM modelem Rozložení toků činných výkonů mezi jednotlivými provozovateli přenosových sítí (TSO) 50Hertz (Německo), transpower (Německo), APG (Rakousko), SEPS (Slovensko), PSE Operator (Polsko) a ČEPS (Česká republika) je schematicky znázorněno na Obr. 5-1. 18

3392 6162 1594 1437 197 3061 2712 2035 382 1150 2387 TOKY [MW] 2092 3659 1545 1094 712 2481 1702 2187 255 1415 1540 TOKY [MW] Obr. 5-1. Toky činného výkonu v MW pro modely HNBE (horní) a referenční (dolní) Model HNBE pracuje s větším exportem Německa do Rakouska a dále na Balkán. Tento export je výsledkem simulace na tržním modelu (export Německa do Rakouska 5500 MW). To vyvolává vyšší tranzitní toky přes Polsko a ČR jak plyne z Obr. 5-1. 5.2 Vliv instalace PST na německo-polském profilu (model HNBE) Následující obrázek ukazuje toky výkonů po instalaci PST (regulované toky výkonu jsou do rozvodny Krajnik na severu 1500 MW a do rozvodny Mikulowa na jihu 1000 MW). 19

2506 6656 1875 903 45 2010 942 3256 2588 144 2261 TOKY [MW] T Obrázek 5-2: Toky činného výkonu v MW s PST v Polsku Porovnání Obr. 5-1 a Obr. 5-2 ukazuje, že instalací PST se razantně zvýší tranzitní tok z Německa do Rakouska přes ČR ve směru severozápad jihovýchod o více než 400 MW. Došlo k vytlačení části výkonu, který původně tekl přes Polsko, Česko a Slovensko dále na jih. Tento výkon nyní teče přes Německo a částečně z Německa přímo přes Česko a způsobuje zvýšení zatížení vedení a přetěžování. Instalace PST na profil mezi Německo a Polsko sice odstraní problémy s přetížením vedení v Polsku, ale přesune je do Česka, a není tudíž trvale udržitelným řešením. Problém s přetěžováním vedení ve středoevropském regionu to neřeší, pouze ho přesouvá jinam. 5.3 Vliv nedokončení posílení sítí v Německu a Rakousku (model HNBE) Následující obrázek ukazuje toky výkonů, pokud nebudou uskutečněna všechna posílení sítí 400 kv v Rakousku (nedokončená vedení: St. Peter Ernsthofen, St. Peter Isar, St. Peter Tauern a Lienz Itálie) a Německu (nedokončené dvojité vedení: Redwitz- Grafernrheifeld). 3526 5948 1696 1498 48 2146 1208 2434 2840 2510 399 TOKY [MW] Obrázek 5-3: Toky činného výkonu v MW při nedokončení posílení sítí v Německu a Rakousku Porovnání Obr. 5-1 a 5-3 ukazuje, že nedokončením všech navrhovaných a plánovaných 20

posílení sítí se zvýší tranzitní tok z Německa do Rakouska přes ČR ve směru severozápad jihovýchod o 250 MW. To zvětší zatížení české přenosové soustavy proud vedení V420 a hraničních vedení V243/244 s Rakouskem se přiblíží limitům. 5.4 Vyhodnocení výpočtů V následujících tabulkách je číselně vyhodnoceno zatížení vedení pro jednotlivé varianty výpočtů. ČEPS nejvíce zatížená vedení HNBE bez PST V430 1707A (86,8%) V420 1578A (90,7%) V243/244 605A (92%) Tabulka 5-1: Nejvíce zatížená vedení v ČR Bez posílení sítí v D a A V430( 89,3%) V420( 96,4%), V422 (82%), V243/244 (96,3%) s PST V430 1947A (99%) V420 1757A (101%) V431 1731A (88%) V422 1531A (88%) V243/244 557A (85%) HNBE Ref. bez PST s PST Nedokončené posílení sítí v D a A Česká republika 0 0 1 (V420-101%) 0 Německo 16 17 15 16 Polsko 2 2 0 0 Slovensko 1 1 1 0 Rakousko 2 4 2 0 Maďarsko 1 1 1 1 Tabulka 5-2: Počet přetížených vedení v jednotlivých zemích Nesplněno kritérium n-1 v ČR HNBE bez PST V445/446 (101%), V437/ 438 (102%), V431 (103%), V430 (116%), V420 (112%), V243/244 (110%), HNBE nedokončené V445/446 (107%), V437/438 (110%), V431 (108%), V430 (122%), V420 posílení sítí v D a A (119%), V422 (104%), V433 (101%), V243/244 (116%) Referenční V203 (118%), V420 (113%), V430 (103%) Tabulka 5-3: Nesplnění kritéria n-1 a maximální hodnota dosaženého přetížení V případě vyšších exportů z Německa do Rakouska (řádově 5000 MW a výše) nebude možné dodržet v PS ČR kritérium n-1, a to ani za předpokladu, že bude realizováno plánované posílení sítí v Německu a zejména v Rakousku (4 nová dvojitá vedení 400 kv). Při plánované instalaci PST v Polsku (a jejich regulaci přenosu z Německa na plánované hodnotě 2500 MW) nebude takový export možný vůbec, protože by došlo k přetížení vedení V420 už v základním zapojení (tj. bez výpadku jiného vedení), nehledě na přetěžování vedení v sousedních soustavách. Vedlejším efektem zvýšeného zatěžování sítí zvýšením tranzitu výkonu z Německa do Rakouska přes ČR je i zvyšování ztrát v PS ČR. Na modelu HNBE to činí 48 MW při instalaci PST v Polsku a 73 MW při nedokončení všech investic do posilování sítí v Německu a Rakousku. 21