DECENTRALIZACE ENERGETIKY přínosy a omezení Jiří Ptáček Michal Macenauer Igor Chemišinec Špindlerův mlýn, 16. 17. 4. 2014
Obsah prezentace Fenomén decentrální energetiky z historie, vymezení, možnosti realizace centrální vs. decentrální (systém vs. jednotka) faktory rozvoje Současný stav a možné směry rozvoje ASEK a decentrální energetika možné směry rozvoje elektroenergetiky srovnání rozvoje dle variant (důsledky pro provoz ES ČR, náklady, problémy) decentrální energetika z technického a technologického hlediska Návratnost investice do decentrální jednotky typu MKO Shrnutí a závěry
Fenomén decentrální energetiky Z historie rozvoje elektroenergetiky na začátku 20. století: žádná, nebo málo spolehlivá (výpadky) dodávka elektřiny problémy s kvalitou dodávky a regulací nedostupné zdroje primární energie záměr vybudovat větší, propojený, spolupracující celek sítí na počátku 21. století: 100 % pokrytí dodávkou elektřiny (všepotřebnost) vysoká spolehlivost (nelze dále výrazně navyšovat) relativně nízká cena silové elektřiny tendence přemýšlet o změně o autonomnějších menších celcích EGÚ Brno, a. s. Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy 3
Fenomén decentrální energetiky Vymezení instalace na nejnižší napěťové distribuční úrovni: MO u elektřiny (převážná většina potenciálu na MOO), MO a DOM u plynu (převážná většina potenciálu na DOM) jednotky malého a velmi malého výkonu jednotky až desítky kw... popřípadě i stovky kw (pevná hranice neexistuje) částečná autonomie ale v drtivé většině případů nemožnost odpojení od nadřazeného celku EGÚ Brno, a. s. Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy 4
Fenomén decentrální energetiky Srovnání centrální a decentrální energetiky Centrální energetika Decentrální energetika velké jednotkové výkony malé množství výroben malé a velmi malé jednotkové výkony velké množství výroben velké přenosy silná přenosová síť ztráty v přenosu a distribuci tendence uzavírat bilanci na lokální úrovni absence přenosových a distribučních ztrát systémová provázanost, centrální řízení zastupitelnost a vysoká spolehlivost řízení na úrovni malých celků (SG) větší míra autonomie a nižší spolehlivost vysoká odolnost na menší poruchy při řetězení hrozí poruchy typu BlackOut více menších poruch vyšší odolnost na poruchy typu BlackOut EGÚ Brno, a. s. Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy 5
Fenomén decentrální energetiky Možnosti realizace typy zdrojů Intermitentní provoz fotovoltaické jednotky: vysoký potenciál na střechách obytných domů a podniků větrné jednotky: spíše určeno pro větrné parky, malý potenciál Provoz závislý na odběru tepla mikrokogenerace s motorem či palivovým článkem: využití zemního plynu, potenciál pro bytové domy, větší firmy, ale nově i větší rodinné domy a menší firmy; vysoký potenciál EGÚ Brno, a. s. Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy 6
Fenomén decentrální energetiky Obecné faktory rozvoje... proč posílit decentrální energetiku? cena elektřiny a její poměr k ceně ostatních energetických médií? snaha snížit emise CO 2 snížit spotřebu primární energie? hodnotové a politické rozhodnutí? uhlíkové paradigma snaha snížit emise CO 2 hodnotové a posléze politické rozhodnutí vyšší počet decentrálních jednotek navyšování ceny elektřiny pro konečného zákazníka EGÚ Brno, a. s. Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy 7
Obsah prezentace Fenomén decentrální energetiky z historie, vymezení, možnosti realizace centrální vs. decentrální (systém vs. jednotka) faktory rozvoje Současný stav a možné směry rozvoje ASEK a decentrální energetika možné směry rozvoje elektroenergetiky srovnání rozvoje dle variant (důsledky pro provoz ES ČR, náklady, problémy) decentrální energetika z technického a technologického hlediska Návratnost investice do decentrální jednotky typu MKO Shrnutí a závěry
Současný stav a možné směry rozvoje ASEK a decentrální energetika aktuální návrh SEK nehovoří přímo o decentrální výrobě, ani o instalovaném výkonu, ani o výrobě z decentrálních zdrojů, existují údaje výroby v roce 2040: FVE (5,9 TWh), VTE (2,3 TWh), BIOP (2,5 TWh), dále uvádí ve Strategii do roku 2040 požadavek PIII.4: Zajistit obnovu a rozvoj distribučních soustav včetně nástrojů jejich řízení tak, aby: umožňovaly připojení a provoz všech nových distribuovaných zdrojů podle požadavků investorů za předpokladu splnění stanovených podmínek připojení a v souladu se SEK, uspokojovaly požadavky na straně spotřeby včetně podpory rozvoje tepelných čerpadel, rozvoje elektromobility (nabíjení elektromobilů) a místní akumulace jako součást nízkoenergetických domů, zajišťovaly dlouhodobou udržitelnost a provozovatelnost sítí i při podílu decentralizovaných zdrojů v DS nad 50 % celkového instalovaného výkonu. EGÚ Brno, a. s. Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy 9
Současný stav a možné směry rozvoje Možné směry rozvoje elektroenergetiky Rizika dopadající na rozvoj ES je (v pořadí významnosti): nejistoty ohledně vývoje politik redukce emisí CO 2, nejistoty ohledně aplikace úsporných opatření, nejistoty ohledně politik na redukce emisí škodlivin, nejistota ve vývoji komodit (plyn, uhlí, elektřina) investiční prostředí je tak pro budoucí investory značně nepředvídatelné a z pohledu decizní sféry je nutno rozvoj ES řešit variantně, za hlavní determinanty variantnosti považujeme: cenovou úroveň povolenek na emise CO 2, poměr ceny elektřiny a plynu pro konečného odběratele. EGÚ Brno, a. s. Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy 10
Příklady možných variant rozvoje elektroenergetiky Očekávaná dlouhodobá rovnováha OTE PŘEDPOKLADY VARIANTA pravděpodobný vývoj povolenky: 4 až 10 EUR (po roce 2020 až 40 EUR) rozvoj blízký ASEK důraz na spolehlivost a provozovatelnost Referenční Budoucí rozvoj je dán zejména faktory: 1. ekonomickými 2. demografickými 3. politickými Nejdůležitější a těžko predikovatelné pak budou: A. politika EU v rámci EU-ETS, a tedy cena povolenek na emise CO 2 B. vývoj poměru ceny elektřiny a ostatních energetických komodit (rovněž výrazně závisí na politikách EU) povolenky: po roce 2020 cenová úroveň okolo 0 EUR prolomení ÚEL povolenky: po roce 2020 vyšší cena na úrovni 30 až 40 EUR náhrada paliva u lokálních výtopen za plyn povolenky: po roce 2020 vyšší cena na úrovni 30 až 40 EUR velký důraz na jaderné bloky vyšší rozvoj OZE povolenky: po roce 2020 vyšší cena na úrovni 30 až 40 EUR zachování dotací či výrazné navýšení konkurenceschopnosti OZE horší výsledky ekonomiky, prolongace krize povolenky: po roce 2020 cenová úroveň okolo 0 EUR vyšší úspory či změna struktury ekonomiky oslabování významu PS povolenky: po roce 2020 vyšší cena na úrovni 30 až 40 EUR navyšování lokální výroby (cca 6 TWh ročně) a významu DS dojde k využití hnědého uhlí za ÚEL Uhelná dojde k navýšení ceny povolenek a využití ZP Plynová navýšení ceny povolenek a využití jaderné energetiky Jaderná dojde k vyššímu růstu výroby z OZE Obnovitelné zdroje dojde k nižšímu růstu spotřeby elektřiny Nízká spotřeba dojde k rozvoji lokální energetiky Lokální energetika povolenky: po roce 2020 cenová úroveň okolo 0 EUR trvající výrazné investiční nejistoty vlivem aktivit EU (povolenky, dotace, emise, úspory) dojde k zastavení rozvoje výrobní základny ES Minimální investice Zdroj: Očekávaná dlouhodobá rovnováha mezi nabídkou a poptávkou elektřiny, OTE, a.s. EGÚ Brno, a. s. Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy 11
Současný stav a možné směry rozvoje Směr rozvoje Lokální energetika charakteristika V řešení je uplatněn tzv. vysoký scénář rozvoje jak pro fotovoltaické, tak pro větrné zdroje (62 % míst MO s FVE, 5,5 GW, 5,5 TWh v roce 2040) Zdroje lokální rozptýlené výroby tvoří dále mikrokogenerační jednotky na zemní plyn (výroba tepla a elektřiny), u nichž se předpokládá instalace na 30 % odběrných míst elektřiny (2,6 GW, 3,4 TWh v roce 2040). Dohromady decentrální výroba přibližně 9 TWh, což je 12 % tuzemské netto spotřeby se síťovými ztrátami. Varianta ukazuje možnosti provozu ES za situace, kdy lokální výroba v místě spotřeby bude způsobovat uzavírání řetězce výroba-akumulace-spotřeba na nižších napěťových úrovních distribučních sítí a bude tak docházet k přesunu výroby z tzv. centrální úrovně na úroveň lokální. Předpokládá se, že ve zvýšené míře dojde k záměně hnědého uhlí za jiná paliva, především pak zemní plyn. Zdroj: Očekávaná dlouhodobá rovnováha mezi nabídkou a poptávkou elektřiny, OTE, a.s. EGÚ Brno, a. s. Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy 12
Současný stav a možné směry rozvoje Srovnání rozvoje dle variant VÝROBNÍ MIX A INVESTICE oproti Referenční variantě je pro Lokální energetiku potřeba velmi výrazně vyšších investic do celé výrobní základny ES (včetně decentrální výroby: MKO, FVE...); oproti Referenční variantě je to navýšení o 0,9 bil. Kč, pro Lokální energetiku se výrazně se navýší dovozní závislost primárních zdrojů. VARIANTA / ASPEKT Referenční Lokální energetika SKLADBA VÝROBNÍHO MIXU k roku 2040 Uhlí: 22 % P inst celkem, 19 % TBS Plyn: 21 % P inst celkem, 19 % TBS Jádro: 21 % P inst celkem, 36 % TBS Vodní: 5 % P inst celkem, 3 % TBS OZE: 24 % P inst celkem, 12 % TBS dovozní závislost primárních zdrojů: 19 % k roku 2040 Uhlí: 14 % Pinst celkem, 18 % TBS Plyn: 30 % Pinst celkem, 29 % TBS Jádro: 7 % Pinst celkem, 17 % TBS Vodní: 4 % Pinst celkem, 3 % TBS OZE: 38 % Pinst celkem, 20 % TBS dovozní závislost primárních zdrojů: 30 % INVESTICE DO VÝROBNÍ ZÁKLADNY 1,9 bil. Kč v běžných cenách investiční náročnost průměrná Na rozvoj výrobní základny ES je vynaloženo 700 až 800 mld. Kč; další investice jsou nutné na obnovu výrobní základny ES 2,8 bil. Kč v běžných cenách investiční náročnost velmi vysoká v důsledku instalace velmi vysokého počtu výrobních jednotek s velmi malým instalovaným výkonem Zdroj: Očekávaná dlouhodobá rovnováha mezi nabídkou a poptávkou elektřiny, OTE, a.s. EGÚ Brno, a. s. Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy 13
Současný stav a možné směry rozvoje Srovnání rozvoje dle variant PROVOZ A VÝKONOVÁ DOSTATEČNOST oproti Referenční variantě je pro Lokální energetiku velmi výrazně potřeba nestandardních opatření: 1. velké objemy denní akumulace, 2. nutnost zvážit účast i části lokální výroby na regulaci, 3. vyšší potřeba mezinárodní spolupráce v oblasti regulačních rezerv. VARIANTA / ASPEKT PROVOZ ES ČR VÝKONOVÁ DOSTATEČNOST ENTSO-E Referenční v oblasti regulačních rezerv je situace příznivá poměrně nízké využívání systémových zdrojů na pevná paliva v období let 2022 až 2029 kladné hodnoty výkonové dostatečnosti jsou dosahovány až do roku 2036 počínaje rokem 2037 je indikován mírný nedostatek výkonu, který pokračuje až do konce sledovaného období Lokální energetika zásadní potřeba nestandardních opatření: instalace větších výkonů v denní akumulaci nutnost účasti FVE a denní akumulace na regulaci zvýšená potřeba regulace na JE kolem roku 2030 vyšší potřeba regulačních rezerv ze zahraničí výkonovou dostatečnost v červencových hodnotách je možno považovat za vyhovující (jen rok 2040 je lehce záporný) výkonová dostatečnost u lednových hodnot je vyhovující jen do roku 2029, pak začínají mírně narůstat deficity až do roku 2040 Zdroj: Očekávaná dlouhodobá rovnováha mezi nabídkou a poptávkou elektřiny, OTE, a.s. EGÚ Brno, a. s. Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy 14
Současný stav a možné směry rozvoje Srovnání rozvoje dle variant EMISE A SÍTĚ emise jsou pro variantu Lokální energetika velmi podobné jako ve variantě Referenční, emise CO 2 jsou dokonce vyšší, velmi výrazné navýšení nutných investic do DS, relativně menší pak do PS. VARIANTA / ASPEKT Referenční Lokální energetika EMISE ŠKODLIVIN A CO 2 (rok 2040) emise TZL: 2,1 kilotuny, pokles o 53 % emise SO2: 24,0 kilotuny, pokles o 75 % emise NOx: 25,7 kilotuny, pokles o 70 % emise CO2: 33,5 megatuny, pokles o 45 % emise TZL: 2,1 kilotuny, pokles o 53 % emise SO2: 22,9 kilotuny, pokles o 76 % emise NOx: 25,0 kilotuny, pokles o 71 % emise CO2: 35,6 megatuny, pokles o 41 % ROZVOJ SÍTÍ síťové investice nutné pro připojení nových zdrojů a odběratelů střednědobě: rozvoj a obnova sítí podle konkrétních investičních plánů PS a DS dlouhodobě: rozvoj sítí dle požadavků na navyšování jejich využití změna charakteru využití sítí výrazné požadavky na rozvoj sítí nn a vn, zejména v souvislosti s velkým rozvojem MKO a FVE nižší požadavky na rozvoj přenosové soustavy a transformačního výkonu PS/DS, ale nutná obnova dožívajících prvků sítí PS Zdroj: Očekávaná dlouhodobá rovnováha mezi nabídkou a poptávkou elektřiny, OTE, a.s. EGÚ Brno, a. s. Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy 15
instalovaný výkon (GW) ] podíl výroby OZE na brutto spotřebě (%) ] Podíl výroby OZE na brutto spotřebě ES ČR (stav roku 2040) 25 20 15 10 16 % 23 % Všechny rozvojové varianty předpokládají relativně výrazné navýšení podílu OZE na brutto spotřebě ČR; nejméně výrazný je podíl u varianty Jaderné, v těsném závěsu Plynové, Uhelné a Referenční. Výraznější navýšení u varianty Nízká spotřeba je dáno nižší brutto spotřebou, nikoliv vyšší výrobou z OZE. 5 0 Referenční Uhelná Plynová Jaderná Nízká spotřeba Lokální energetika Ve variantě Lokální energetika je předpokládán velmi výrazný nárůst zejména FVE ve formě rozptýlené výroby na úrovni nízkého napětí. Skladba výrobní základny ES ČR (stav roku 2040) 12 10 8 Uhlí Plyn Jádro Vodní OZE Ve variantě Lokální energetika je více než dvojnásobný (ve srovnání s variantou Referenční) instalovaný výkon: 1. OZE, 6 4 2 0 Referenční Uhelná Plynová Jaderná Nízká spotřeba Lokální energetika 2. ve zdrojích na zemní plyn To vše nutně na úkor velkých a z hlediska emisí i dovozní závislosti výhodných jaderných zdrojů, které by se za těchto okolností nevyplatily. Zdroj: Očekávaná dlouhodobá rovnováha mezi nabídkou a poptávkou elektřiny, OTE, a.s.
investice kumulovaně (bil. Kč) ] výkonová dostatečnost (GW) ] Výkonová dostatečnost ES ČR dle metodiky ENTSO-E (stav roku 2040) 0,6 0,4 0,2 0,0 stav roku 2012 Všechny varianty se vyznačují poklesem volné výkonové kapacity, až jejím deficitem, patrné nejvíce k závěru horizontu, což souvisí s malým přebytkem pohotového výkonu v ES. -0,2-0,4-0,6-0,8-1,0-1,1 GW - 1,3 GW Referenční Uhelná Plynová Jaderná Nízká spotřeba Lokální energetika Nejméně příznivé hodnoty dosahuje parametr pro variantu Lokální energetika. Výpočet ukazuje schopnost soustavy samostatně se vyrovnat s výkonovou bilancí (dle metodiky ENTSO-E výpočet nezahrnuje saldo, které může v konkrétní situaci dorovnat bilanci). Investice do výrobní základny ES ČR (kumulativně mezi roky 2012 a 2040) 3,0 2,5 2,8 bil. Kč Varianty jsou značně diferencované v množství i účelu potřebných investic. 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 1,9 bil. Kč Referenční Uhelná Plynová Jaderná Nízká spotřeba Lokální energetika Nejvyšší investice dle varianty Lokální spotřeba, ve které půjde zejména o investice do mikrokogenerace a FVE u podnikatelů a v domácnostech; do rozptýlených výrobních jednotek budou investovat samotní koncoví odběratelé. U ostatních variant bude nutno investovat zejména do obnovy a rozvoje velkých výrobních jednotek. Zdroj: Očekávaná dlouhodobá rovnováha mezi nabídkou a poptávkou elektřiny, OTE, a.s.
podíl na tuzemské brutto spotřebě v roce 2040 (%) ASEK: 6 15 % ASEK: 18 25 % ASEK: 11 21 % ASEK: 49 58 % 70 Srovnání rozvoje dle zprávy o rovnováze OTE s ASEK 60 zde se realizuje decentrální výroba 50 40 30 20 10 0 jaderné palivo OZE a druhotné zdroje plyny černé a hnědé uhlí Scénář ASEK Referenční Uhelná Plynová Jaderná Nízká spotřeba Lokální výroba Zdroj: Očekávaná dlouhodobá rovnováha mezi nabídkou a poptávkou elektřiny, OTE, a.s. EGÚ Brno, a. s. Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy 18
Současný stav a možné směry rozvoje Decentrální energetika z technického a technologického hlediska z pohledu provozu ES: 1. výrazný úbytek točivých hmot v soustavě se všemi konsekvencemi... horší regulace frekvence (pokud nebudou požadavky na elektroniku decentrálních zdrojů výrazně navýšeny). 2. pokles zkratových výkonů (pokud nebudou požadavky na elektroniku decentrálních zdrojů výrazně navýšeny) nižší tvrdost sítě, kolísání napětí 3. výrazná potřeba koordinace regulace decentrálních zdrojů: problémy s regulací soustavy pro případ nedostatečné či žádné koordinace decentrálních zdrojů; je třeba nalézt řešení jak skupinově řídit vybrané decentrální zdroje a samotnou regulaci výrazně podpořit značnými objemy akumulace (provoz zdrojů je buď intermitentní nebo závislý na výrobě tepla). EGÚ Brno, a. s. Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy 19
Vliv decentralizace na ES instalovaný a nasazený výkon v letním stavu Referenční varianta P inst P nas varianta Lokální energetika P nas = 5 751 MW P inst = 6 810 MW P nas = 5 751 MW P nas = 2 P079 inst = MW 6 810 MW LS 2030-R S P inst = 24 269 MW S P nas = 8 944 MW P nas = 2 079 MW LS 2030-R P inst = 9 104 MW PS 110 kv vn/nn P inst PS 110 kv vn/nn PS 110 kv vn/nn P nas PS 110 kv vn/nn P nas = 3 770 MW P inst = 6 810 MW P nas = 2 878 MW LS 2030-L vysoké nas. OZE S P inst = 24 269 MW S P nas = 9 769 MW P inst = 9 104 MW P inst PS 110 kv vn/nn S P inst = 24 269 MW S P P P inst = 8 355 nas = 8 944 MW MW inst = 9 104 MW P nas = 1 114 MW P inst = 8 355 MW P nas = 3 121 MW P inst = 8 355 MW P nas = 1 114 MW výroba spotřeba Lokální energetika bilance dle napěťových hladin Zdroj: Očekávaná dlouhodobá rovnováha mezi nabídkou a poptávkou elektřiny, OTE, a.s. EGÚ Brno, a. s. Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy 20
Obsah prezentace Fenomén decentrální energetiky z historie, vymezení, možnosti realizace centrální vs. decentrální (systém vs. jednotka) faktory rozvoje Současný stav a možné směry rozvoje ASEK a decentrální energetika možné směry rozvoje elektroenergetiky srovnání rozvoje dle variant (důsledky pro provoz ES ČR, náklady, problémy) decentrální energetika z technického a technologického hlediska Návratnost investice do decentrální jednotky typu MKO Shrnutí a závěry
Návratnost investice do decentrální jednotky Investice do MKO na zemní plyn MKO je nejvýznamnější možnost hned po FVE... a také největší neznámá... jak si tedy stojí? 1. na trhu jsou již jednotky s motorem okolo 1 kwel a 6 kwtep a kotlem okolo 20 kw, 2. prozatím je výrobcem návratnost v řádu deseti let projektovaná při ročním využití cca 3000 h (ve variantě je uvažováno s 1300 h), 3. vhodné pro rodinné domy s větším odběrem tepla nebo menší bytové domy... z toho vyplývá nevhodnost do menších či dobře zateplených domů či bytů... na kterých je ovšem největší množstevní potenciál, 4. nutnost instalace tepelného zásobníku, 5. navýšení investice oproti standardu cca 200 tis., 6. aktuálně (2014) vyplácen zelený bonus na KVET pro zemní plyn s Pinst. do 5 MW a do využití 3000 h/rok ve výši 2,065 Kč/kWh. EGÚ Brno, a. s. Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy 22
čistá současná hodnota (tis. Kč) čistá současná hodnota (tis. Kč) Nejméně výhodný reálný případ Pinstel = 1,5 kwel, využití 1300 h za rok navýšení investice 125 tis. Kč diskontní sazba 4 % inflace 2 % meziroční růst ceny elektřiny pro koncového zákazníka 2 % meziroční růst ceny plynu 0,5 % zelený bonus 0 Kč -130-120 Nejvíce výhodný reálný případ Pinstel = 1,5 kwel, využití 1300 h za rok navýšení investice 125 tis. Kč diskontní sazba 4 % inflace 2 % meziroční růst ceny elektřiny pro koncového zákazníka 5 % meziroční růst ceny plynu 0 % zelený bonus 2,065 Kč/kWh 110 90 70 50 30 10-10 -30-50 -70-90 -110 110 90 70 50 30 10-10 -30-50 -70-90 -110-130 diskontovaná doba návratnosti větší než doba životnosti 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25-110 -105-101 -96-91 -87-83 -78-74 -70-65 -61-57 -53-49 -45-41 -38-34 -30-27 -23-20 -115 diskontovaná doba návratnosti 14 let 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13-3 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25-32 -23-13 -42-51 -61-70 -80-89 -98-107 -116 6 16 26 36 46 57 67 77 88 109 98
Obsah prezentace Fenomén decentrální energetiky z historie, vymezení, možnosti realizace centrální vs. decentrální (systém vs. jednotka) faktory rozvoje Současný stav a možné směry rozvoje ASEK a decentrální energetika možné směry rozvoje elektroenergetiky srovnání rozvoje dle variant (důsledky pro provoz ES ČR, náklady, problémy) decentrální energetika z technického a technologického hlediska Návratnost investice do decentrální jednotky typu MKO Shrnutí a závěry
Shrnutí a závěry Drivery a motivace pro decizní sféru: snaha snížit emise CO 2 ; reálně budou emise CO 2 při výrazném rozvoji decentrální energetiky pravděpodobně vyšší než pro případ vývoje bez jejího výrazného navyšování pro investory (domácnosti a malí a střední podnikatelé): snaha snížit náklady na spotřebu elektřiny (přes pokles ceny komodity, narůstá cena regulovaných složek zejména z důvodu podpory OZE) investice do decentrální výroby typu mikrokogenerace: z pohledu investora je investice riziková a vysoce závislá na přiznání a výši státní podpory (zelený bonus); návratnost investice je otázkou využití jednotky (v hodinách za rok) a politického rozhodnutí; vývoj cen elektřiny a plynu hraje až podružnou roli Provoz sítí celá problematika má výrazně provozní charakter: opatření výrazně závisejí na konkrétní topologii i připojených zařízením v konkrétní DS síti nízkého až velmi vysokého napětí výrazné problémy v oblasti rozvoje distribučních sítí: pokud by byl maximálně využit požadavek PIII.4. z ASEK znamenalo by to výrazné navyšování investic do DS a změnu v oblasti regulace cen za distribuci EGÚ Brno, a. s. Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy 25
Shrnutí a závěry (pokračování) Provoz soustavy jako celku pro případ penetrace alespoň na úrovni varianty Lokální energetika (8,1 GW Pinst.) lze očekávat problémy s regulovatelností soustavy: do roku 2040 oproti dnešku pokles výkonové dostatečnosti dle ENTSO-E o 1,3 GW (největší ze všech zkoumaných variant) navýšení závislosti v oblasti primárních zdrojů: pro případ využití zemního plynu dle varianty Lokální energetika další navýšení dovozní závislosti na 30 % (namísto 19 % bez navyšování decentrální energetiky) EGÚ Brno, a. s. Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy 26
Děkuji za pozornost. Čeho je mnoho, má tendenci se slučovat... co je velké, má tendenci se rozpadat. jiri.ptacek@egubrno.cz michal.macenauer@egubrno.cz ichemisinec@ote-cr.cz