Připojování OZE do ES ČR

Na základě studie EGÚ Brno, a. s. Připojování OZE do ES ČR Síťová část Podpůrné služby Ekonomika Únor 21

OBSAH 1 SHRNUTÍ VÝSLEDKŮ 1 2 VÝSLEDKY 1. ETAPY ŘEŠENÍ 5 3 NAPLŇOVÁNÍ POŽADAVKŮ EU V SEKTORU ELEKTROENERGETIKY ANALYZOVANÉ SCÉNÁŘE ROZVOJE OZE 5 4 VÝSLEDKY 2. ETAPY ŘEŠENÍ 11 4.1 ČÁST ELEKTRICKÉ SÍTĚ 11 4.2 ČÁST PODPŮRNÉ SLUŽBY 23 4.3 ČÁST EKONOMIKA 31 5 ZÁVĚRY A DOPORUČENÍ 4 ZKRATKY A POJMY DS ES FVE HKS NAP neřízené OZE OZE PpS PS VTE distribuční soustava - systém vedení 11 kv, vedení vysokého napětí a nízkého napětí elektrizační soustava fotovoltaická elektrárna hrubá konečná spotřeba (celková konečná spotřeba za všechny kategorie energie, tj. elektřina, teplo i přímá koncová spotřeba všech typů paliv) Národní Akční Plán - scénář vytvořený dle návrhu MPO; stanovuje cíle konečné spotřeby energie z OZE v jednotlivých sektorech obnovitelné zdroje, u nichž vzhledem k charakteru primárního přírodního zdroje nelze spolehlivě predikovat jejich nasazený výkon obnovitelné zdroje energie (voda, vítr, fotovoltaika, geotermální energie, biomasa, slapové jevy) podpůrné služby (činnost elektráren k zajištění systémových služeb) přenosová soustava - systém vedení 4 kv a 22 kv větrná elektrárna

1 SHRNUTÍ VÝSLEDKŮ Studie byla zaměřena na analýzu dopadu rozvoje obnovitelných zdrojů elektřiny (OZE) na provoz ES ČR (technické i ekonomické dopady) při splnění cílů a závazků ČR vůči EU. Byly prověřovány 3 scénáře rozvoje OZE: Scénář dle NAP 21 (Národní akční plán dle návrhu MPO z 1/21) scénář rozvoje dle předpokladů MPO předpokládá splnění závazků vůči EU v roce 22. Scénář žádostí uvažuje realizaci všech žádostí o připojení zdrojů podaných u provozovatelů sítí k 3. 11. 29 (tzn. všechny schválené žádosti a žádosti ve schvalovacím procesu u provozovatelů sítí ES ČR ČEPS, a.s., ČEZ Distribuce, a.s., E.ON Distribuce, a.s., Redistribuce, a.s.). Po vyhodnocení aktuálních žádostí o připojení nových OZE do sítí podaných k 3. 11. 29 vyplývá, že ke splnění závazků ČR vůči EU stačí realizovat přibližně 38 % ze všech podaných žádostí (tj. 38 % z 12 971 MW OZE), což reflektuje následující scénář investorský. Scénář investorský respektuje sice zájem investorů dle aktuálního trendu, pouze však do splnění podmínek směrnice EU (tzn. 9,5 TWh v roce 22 z OZE). Analýza byla provedena pro časové horizonty 212, 215 a 22. Všechny tři scénáře splňují, eventuálně překračují k časovému horizontu 22, požadavky potřebné k naplnění závazků ČR vůči EU v oblasti elektroenergetiky. Pinst [MW] 8 Fotovoltaické elektrárny Instalované výkony ve FVE - porovnání NAP, INV a žádostí 8547 MW? Scénář podle žádostí Pinst [MW] 8 Větrné elektrárny Instalované výkony ve VTE - porovnání NAP, INV a žádostí 7 7 6 6 5 5 4 3 25 Scénář podle investorů 26 MW 4 3 25 Scénář podle žádostí 3655 MW? 2 15 1 5 29 4 MW 21 211 1883 MW Scénář podle NAP 212 213 214 215 [rok] EGÚ Brno 2/21 2 15 1 5 Scénář podle investorů 55 MW 2 MW 385 MW Scénář podle NAP 29 21 211 212 213 214 215 [rok] Žádosti investorů o připojení nových zdrojů do sítí převyšují zejména v oblasti FVE a VTE předpoklady scénářů NAP a investorského. Studie byla zaměřena na dopad rozvoje OZE v ČR dle výše uvedených scénářů v následujících oblastech elektroenergetiky: Elektrické sítě kontrola dle scénáře investorského a scénáře žádostí Podpůrné služby (PpS) v ES ČR kontrola dle scénáře NAP a investorského Ekonomické dopady na cenu elektřiny pro konečné zákazníky scénáře NAP a investorský. únor 21 Strana 1

Část elektrické sítě Analýza elektrických sítí byla provedena na dvou hlavních omezujících úrovních: Kontrola transformační kapacity v napájecích uzlech PS/11 kv. Kontrola přenosových schopností sítí 4 kv a 22 kv (PS). Kapacita transformace PS/11 kv byla překročena v roce 212 sumárně o: 3 8 MW ze všech podaných žádostí OZE do DS (12 96 MW ve scénáři žádostí), 48 MW z uvažovaných OZE do DS (2 572 MW v investorském scénáři) hodnota je dána nerovnoměrným geografickým rozložením požadavků na připojení OZE v ČR. Při kontrole přenosové schopnosti PS se uplatňovaly žádosti na připojení nových zdrojů rozptýlené výroby v DS pouze do velikosti mezní transformační kapacity PS/11 kv. Navíc byly však do simulačních výpočtů a analýz zahrnuty žádosti na připojení nových zdrojů s přímým připojením do PS 4 kv a 22 kv. Analýza přenosových schopností PS ukázala na výrazné přetěžování některých vedení při vysoké produkci zdrojů (konvenčních i OZE připojených do DS i PS) v některých regionech ČR. Z tohoto hlediska se jako nejproblematičtější ukázala oblast severozápadních a středních Čech. V případě vysoké plošné výroby OZE a konvenčních zdrojů bude omezujícím kritériem především limitace exportní schopnosti mezistátních vedení PS. Hodnota síťových omezení však není v současnosti limitujícím faktorem pro připojování nových zdrojů, omezení je dáno limitem regulačních služeb (PpS viz níže). Část podpůrné služby Vyhodnocení dostatečnosti podpůrných služeb (PpS) v ES ČR respektuje stávající model povinného výkupu celého množství výroby z OZE, tj. neuvažuje s možností jejich omezení v nepříznivých provozních stavech v soustavě. Provozovatelnost ES ČR byla prověřována u dvou dohodnutých scénářů rozvoje OZE (scénář NAP a scénář investorský). Při řešení se vycházelo z posledních predikcí spotřeby elektřiny, očekávaného vývoje zdrojové základny do roku 22 a postupně zvyšujících se požadavků kladených na spolehlivost soustavy. Z výsledků výpočtů a jejich analýz vyplývá, že soustava je provozovatelná (tzn., bude disponovat dostatečnou velikostí a strukturou záložních výkonů pro provoz s požadovanou spolehlivostí) v letech 21, 212 a 215 při velikosti instalovaného výkonu v jednotlivých skupinách OZE odpovídajících scénáři NAP, který lze z hlediska PpS považovat za mezní. Podmínkou nutnou je však realizace alespoň minimálních objemů exportu (8 až 13 TWh) a účast jaderných bloků v záporné terciární regulaci. Objem připojovaných výkonů nad hodnoty scénáře NAP je z hlediska řízení soustavy za současných legislativních podmínek nerealizovatelný. Prověřovaná omezení dle analyzovaných scénářů v jednotlivých oblastech elektroenergetiky ilustruje následující obrázek. únor 21 Strana 2

Omezení pro připojení OZE - rok 212 Scénář žádostí Scénář Investorů Výkon OZE do DS: 12 96 MW Výkon OZE do DS: 4 631 MW Omezení na transformaci PS/11 kv!!!!!! 212! Omezení v PS Oblasti s požadavky na připojení velkých zdrojů do PS a přetížená vedení v PS při kontrole (N-1)!!!!!! 212! Soudobý pohotový výkon z neřízených OZE: max. 1 65 MW 212 Omezení z hlediska podpůrných služeb: Soudobý pohotový výkon z neřízených OZE: max. 1 65 MW Soudobý pohotový výkon z neřízených OZE: max. 1 65 MW 212 Z výše uvedeného je zřejmé, že z hlediska síťových možností jsou požadavky scénáře dle žádostí nerealizovatelné, naopak scénář investorský je z hlediska síťových možností reálný (s lokálními omezeními). Oba scénáře jsou však omezovány limitem podpůrných služeb (PpS) v ES. Velikost OZE daná tímto limitem je z hlediska sítí připojitelná a provozovatelná. Část ekonomika Dopad OZE do nákladů PPS/PDS a navýšení ceny pro zákazníky byl řešen ve 4 dohodnutých oblastech vliv na cenu příspěvku zákazníků na krytí podpory OZE, dopad do cen systémových služeb, dopad do cen za službu sítě a dopad do ceny odchylky, která se promítá do ceny silové elektřiny. Nejpodstatnější vliv je v oblasti vícenákladů na přímou podporu OZE a související cenu příspěvku zákazníků na krytí této podpory, která pro letošní rok 21 činí 166 Kč/MWh. V roce 212 se v závislosti na řešených scénářích rozvoje OZE a dalších parametrech cena příspěvku při současné úrovni podpory pohybuje na úrovni 62 74 Kč/MWh, odpovídající vícenáklady jen na OZE 27 37 mld. Kč. V cílovém roce 22 se v závislosti na řešených scénářích rozvoje OZE a dalších parametrech cena příspěvku při současné úrovni podpory pohybuje na úrovni 68 91 Kč/MWh, což představuje 41 až 55% nárůst, odpovídající vícenáklady jen na OZE 43 58 mld. Kč. Celkové náklady spojené s podporou OZE by za sledované období do roku 22 činily cca 37 47 mld. Kč. únor 21 Strana 3

Obr. Vývoj očekávaných vícenákladů na podporu jednotlivých kategorií OZE mld. Kč 5 Scénář NAP, PPI=2%, růst ceny SE=1% 45 4 VTE FVE BIOM ostatní OZE 35 3 25 vícenáklady na OZE uvažované při stanovení regulovaných cen pro rok 21 2 15 1 5 21 211 212 213 214 215 216 217 218 219 22 Rok Dopad do cen systémových služeb je přímo úměrný výsledkům řešené problematiky podpůrných služeb (PpS). Regulovaná cena systémových služeb v roce 21 je 155 Kč/MWh. Při očekávaném nárůstu výroby z OZE v roce 21 se odhaduje nárůst nákladů na PpS ve výši 8 %, což se projeví v korekčním faktoru a nárůstu ceny SyS v nejbližších letech. V roce 212 dochází ve scénáři NAP k nárůstu nákladů na PpS o +24% vůči roku 29, čemuž by odpovídala regulovaná cena systémových služeb na úrovni 192 Kč/MWh. Vliv OZE na regulované ceny distribuce je relativně malý. To je způsobeno skutečností, že v síťové problematice nejde ani tak o vyčíslení investičních nákladů pro připojení všech požadovaných OZE (a tím neúměrné zdražení celého systému), ale o nalezení mezí připojitelného výkonu v rámci možného rozvoje při respektování technicko ekonomických podmínek. Podle předaných podkladů se předpokládá dopad OZE na regulované ceny za služby distribuční sítě a přenosové sítě v řádu jednoho procenta. Vliv OZE na navýšení ceny odchylky (dopad do růstu ceny elektřiny) není zanedbatelný, i když se jedná řádově o jiná čísla než u nárůstu příspěvku zákazníků na krytí podpory. V průměrné ceně silové elektřiny může dopad FVE a VTE představovat nárůst až o 6,3%, což ve výsledné průměrné ceně elektřiny (regulovaná + neregulovaná část bez daní) znamená mezní nárůst o 3,2%. Roční vícenáklady pro ES ČR vlivem připojování OZE scénář NAP, PPI=2% a růst ceny SE=1% Vícenáklady přímé podpory (výkupní ceny a zelené bonusy) 212 215 22 tis. Kč/rok tis. Kč/rok tis. Kč/rok VTE 852 1 642 2 415 FVE 2 964 28 718 35 89 BIOM 3 4 3 816 5 134 ostatní OZE 1 399 1 659 2 286 celkem ES ČR (zaokrouhleno) 26 255 35 835 44 924 únor 21 Strana 4

2 VÝSLEDKY 1. ETAPY ŘEŠENÍ Z rozboru možností uplatnění OZE v sektoru energetiky a dopravy, tj. teplárenství, elekroenergetika a doprava bylo vyhodnoceno, že požadavky EU dané klimatickoenergetickým balíčkem jsou z hlediska OZE v ČR do roku 22 splnitelné. V sektoru teplárenství lze očekávat jisté potíže se splněním požadavků EU vzhledem k nedostatku paliva ve formě cíleně pěstované biomasy. V oblasti elektroenergetiky jsou cíle EU splnitelné za předpokladu cíleného rozvoje ES ČR s ohledem na rozvoj OZE. ČR je schopna reálně naplnit přijatou směrnici EU a přidělenou kvótu objemu podílu OZE na konečné spotřebě energií. Rozdělení podílu výroby z OZE mezi jednotlivé sektory teplárenství, elektroenergetika a doprava je dáno aktuálně platným Národním akčním plánem (NAP), který byl vypracován MPO v lednu 21. Podle tohoto scénáře NAP 21 připadá na oblast elektroenergetiky 9,5 TWh spotřeby elektřiny, která musí být v roce 22 pokryta z výroby OZE. V následující tabulce jsou srovnány tři verze možného rozdělení požadavků Klimatickoenergetického balíčku EU mezi jednotlivé sektory v podmínkách ČR. Porovnání možností splnění podmínek Klimaticko-energetického balíčku v jednotlivých sektorech Hodnoty pro rok 22 dle SEK dle ČS RES dle NAP 21 Hrubá konečná spotřeba v r. 22 1 272 PJ 1 246 PJ 1 362 PJ Podíl 13% HKS [PJ] 165 PJ 162 PJ 177 PJ Doprava 28 PJ 32 PJ 29 PJ Teplo a chlad 18 PJ 112 PJ 113 PJ Elektroenergetika 29 PJ 18 PJ 34 PJ Elektroenergetika [TWh] 8,1 TWh 5, TWh 9,5 TWh dle NAP 21 dle ČS RES dle SEK PJ 2 PJ 4 PJ 6 PJ 8 PJ 1 PJ 12 PJ Elektroenergetika Teplo a chlad Doprava NAP 21 3 NAPLŇOVÁNÍ POŽADAVKŮ EU V SEKTORU ELEKTROENERGETIKY ANALYZOVANÉ SCÉNÁŘE ROZVOJE OZE Byly analyzovány 3 hlavní scénáře různého rozdělení výroby elektřiny mezi jednotlivé typy OZE: Scénář dle NAP 21 scénář rozvoje dle předpokladů MPO (předpokládá splnění závazků vůči EU v roce 22). Scénář investorský respektuje zájem investorů dle aktuálního trendu, pouze však do splnění podmínek směrnice EU (tzn. 9,5 TWh v roce 22 z OZE). únor 21 Strana 5

Scénář žádostí uvažuje realizaci všech živých žádostí o připojení zdrojů podaných u provozovatelů sítí k 3.11.29 (tzn. všechny schválené žádosti a žádosti ve schvalovacím procesu u provozovatelů sítí ES ČR). Scénář předpokládá splnění závazků vůči EU v roce 22. Všechny tři uvažované scénáře rozvoje OZE v oblasti elektroenergetiky splňují k časovému horizontu 22 požadavky potřebné k naplnění závazků vůči EU. Příspěvky jednotlivých skupin OZE v období 21 až 22 jsou však různé a budou se zřejmě ještě dále upřesňovat. Žádosti investorů o připojení nových zdrojů do sítí podané u jednotlivých provozovatelů sítí (PPS a PDS) ke konci roku 29 převyšují zejména v oblasti FVE a VTE předpoklady scénářů NAP a investorského. Scénář žádostí ukazuje současný trend zájmu investorů na výstavbu a připojení nových zdrojů do sítí. Ve všech scénářích jsou OZE rozděleny do následujících kategorií: Větrné elektrárny (VTE) Fotovoltaické elektrárny (FVE) Biomasa a bioplyn (BIOM) kategorie v sobě zahrnuje veškeré technologie využití živočišné a rostlinné produkce pro výrobu elektřiny Ostatní OZE vodní elektrárny, spalování odpadů, atd. Scénář dle NAP 21 E celk [GWh] Předpokládaný vývoj výroby z OZE ve Scénáři podle Národního Akčního Plánu 1 9 8 7 6 Výroba VTE [GWh] Výroba FVE [GWh] Výroba BIOM [GWh] Výroba ostatních OZE [GWh] Celková produkce OZE [GWh] Požadovaná výroba z OZE [GWh] 5 4 3 2 1 25 26 27 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 218 219 22 Rok únor 21 Strana 6

Celková očekávaná produkce elektřiny z OZE podle Národního Akčního Plánu (NAP 21) Očekávaná výroba OZE 25 26 27 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 218 219 22 Výroba VTE [GWh] 21 49 127 238 35 4 588 776 964 1 152 1 34 1 422 1 54 1 587 1 669 1 751 Výroba FVE [GWh] 1 2 11 4 1 4 1 64 1 88 2 12 2 36 2 6 2 69 2 78 2 869 2 959 3 49 Výroba BIOM [GWh] 63 879 1 221 1 467 1 655 1 7 1 76 1 82 1 88 1 94 2 2 4 2 8 2 12 2 16 2 2 Výroba ostatních OZE [GWh] 3 27 3 257 2 524 2 376 2 653 2 653 2 672 2 692 2 711 2 731 2 75 2 78 2 81 2 84 2 87 2 9 Celková produkce OZE [GWh] 3 652 4 185 3 874 4 92 5 57 6 153 6 66 7 168 7 675 8 183 8 69 8 932 9 174 9 416 9 658 9 9 Očekávaný inst.výkon OZE 25 26 27 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 218 219 22 Inst. výkon VTE [MW] 33 53 114 14 2 217 35 385 478 548 637 676 716 724 762 8 Inst. výkon FVE [MW] 1 5 11 4 1 42 1 642 1 883 2 123 2 363 2 64 2 624 2 644 2 73 2 815 2 9 Inst. výkon BIOM [MW] 151 22 35 366 413 425 44 455 47 485 5 51 52 53 54 55 Inst. výkon ostatních OZE [MW] 1 19 1 29 1 29 1 45 1 46 1 12 1 19 1 27 1 34 1 42 1 49 1 6 1 72 1 83 1 95 1 16 Celkem [MW] 1 24 1 32 1 454 1 563 2 59 3 56 3 46 3 749 4 15 4 437 4 789 4 871 4 951 5 67 5 211 5 356 Přírůstky nového instalovaného výkonu OZE ve sledovaných časových řezech od roku 29 dle scénáře NAP 21 [MW] 1 69 2 73 3 297 únor 21 Strana 7

Scénář investorský Ecelk [GWh] 1 Předpokládaný vývoj výroby z OZE podle Scénáře investorů 9 8 7 6 Výroba VTE [GWh] Výroba FVE [GWh] Výroba BIOM [GWh] Výroba ostatních OZE [GWh] Celková produkce OZE [GWh] Požadovaná výroba z OZE [GWh] 5 4 3 2 1 25 26 27 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 218 219 22 Rok únor 21 Strana 8

Celková očekávaná produkce elektřiny z OZE podle Scénáře investorů (21) Očekávaná výroba OZE 25 26 27 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 218 219 22 Výroba VTE [GWh] 21 49 127 238 35 399 588 1 18 1 29 1 367 1 472 1 514 1 556 1 664 1 78 1 752 Výroba FVE [GWh] 1 2 11 4 1 4 2 12 2 733 2 768 2 82 2 838 2 88 2 922 2 975 3 17 3 49 Výroba BIOM [GWh] 63 879 1 221 1 467 1 655 1 7 1 76 1 82 1 88 1 94 2 2 4 2 8 2 12 2 16 2 2 Výroba ostatních OZE [GWh] 3 27 3 257 2 524 2 376 2 653 2 653 2 672 2 692 2 711 2 731 2 75 2 78 2 81 2 84 2 87 2 9 Celková produkce OZE [GWh] 3 652 4 185 3 874 4 92 5 57 6 152 7 122 8 353 8 568 8 84 9 6 9 214 9 368 9 599 9 755 9 91 Očekávaný inst.výkon OZE 25 26 27 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 218 219 22 Inst. výkon VTE [MW] 33 53 114 14 2 217 35 55 6 65 7 72 74 76 78 8 Inst. výkon FVE [MW] 1 5 11 4 1 42 2 2 6 2 633 2 666 2 7 2 74 2 78 2 83 2 87 2 9 Inst. výkon BIOM [MW] 151 22 35 366 413 425 44 455 47 485 5 51 52 53 54 55 Inst. výkon ostatních OZE [MW] 1 19 1 29 1 29 1 45 1 46 1 12 1 19 1 27 1 34 1 42 1 49 1 6 1 72 1 83 1 95 1 16 Celkem [MW] 1 24 1 32 1 454 1 563 2 59 3 55 3 764 4 631 4 737 4 842 4 949 5 3 5 111 5 23 5 284 5 356 Přírůstky nového instalovaného výkonu OZE ve sledovaných časových řezech od roku 29 [MW] 2 572 2 889 3 297 únor 21 Strana 9

Scénář žádostí Scénář uvažuje realizaci všech živých žádostí o připojení zdrojů podaných u provozovatelů sítí k 3.11.29 (tzn. všechny schválené žádosti a žádosti ve schvalovacím procesu u provozovatelů sítí ES ČR). V celém sledovaném období je uvažována konstantní hodnota požadovaného výkonu OZE v ES ČR a analýzy sledují dopad integrace OZE v případě realizace všech podaných žádostí. Celkové živé žádosti na připojení nových zdrojů k 3.11.29 (dle podkladů PDS a PPS) Žádosti na připojení nových zdrojů u jednotlivých energetických subjektů VTE [MW] FVE [MW] BIOM [MW] Ostatní OZE [MW] Ostatní konvenční zdroje [MW] Celkem [MW] Žádosti na E.ON Distribuce,a.s. 52 2 597 117 27 467 3 728 Žádosti na ČEZ Distribuce,a.s. 2 361 5 829 252 346 98 9 768 Žádosti na PREdistribuce,a.s. 6 14 5 22 47 Žádosti na ČEPS, a.s. 768 17 13 54 14 379 Podané žádosti celkem [MW] 3 655 8 547 374 395 14 951 27 922 Stav žádostí k 3.11.29 podle podkladů PDS a PPS EGÚ Brno, a.s., 1/21 Celkem OZE do sítí DS: 12 96 MW Celkem OZE: 12 971 MW Poznámky k řešeným scénářům Po vyhodnocení aktuálních žádostí investorů o připojení nových OZE do sítí podaných k 3. 11. 29 vyplývá, že ke splnění závazků ČR vůči EU stačí realizovat přibližně 38 % ze všech podaných žádostí (tj. 38 % z 12 971 MW OZE), což reflektuje scénář investorský. Předpokládaný rozvoj OZE přitom nejvíce převyšují požadavky na připojení FVE a VTE (Scénář žádostí) vůči ostatním sledovaným scénářům (NAP a investorský): VTE: 3 655 MW vůči předpokladu 385 MW v roce 212 a 8 MW v roce 22 (NAP) FVE: 8 547 MW vůči předpokladu 1 883 MW v roce 212 a 2 9 MW v roce 22 (NAP) VTE: 3 655 MW vůči předpokladu 55 MW v roce 212 a 8 MW v roce 22 (INV) FVE: 8 547 MW vůči předpokladu 2 6 MW v roce 212 a 2 9 MW v roce 22 (INV) Naproti tomu požadavky v instalaci nových zdrojů v oblasti biomasy 374 MW žádostí nedosahují předpokládaného rozvoje s ohledem na prognózu využitelného množství biomasy ve sledovaném období (nárůst produkce biomasy o 535 až 55 tis. tun) a další rezervy ve využití biomasy pro tuzemskou výrobu elektřiny a zejména tepla. V současnosti se exportuje zhruba 6 tis. tun biomasy. únor 21 Strana 1

4 VÝSLEDKY 2. ETAPY ŘEŠENÍ Druhá etapa řešení byla zaměřena na dopad scénářů rozvoje OZE v ČR (viz výše) v následujících oblastech elektroenergetiky: Elektrické sítě kontrola dle scénáře investorského a žádostí Podpůrné služby (PpS) v ES ČR kontrola dle scénáře NAP a investorského Ekonomické dopady na cenu elektřiny pro konečné zákazníky scénáře NAP a investorský. 4.1 ČÁST ELEKTRICKÉ SÍTĚ Síťové analýzy byly provedeny pro investorský scénář a scénář žádostí. Byly řešeny časové horizonty 212, 215 a 22. Síťové modely respektují dlouhodobé plánované investice v časovém horizontu 21 až 22 bez zvláštního posilování v důsledku rozvoje OZE. Analýza elektrických sítí byla provedena na dvou hlavních omezujících úrovních: Kontrola transformační kapacity v napájecích uzlech PS/11 kv. Kontrola přenosových schopností sítí 4 kv a 22 kv (PS). 4.1.1 Kontrola transformační kapacity v napájecích uzlech PS/11 kv Při stanovení kapacity transformační vazby PS/11 kv pro jednotlivé scénáře rozvoje OZE se vycházelo z doplňku 1/29 Pravidel provozování distribučních soustav Příloha 4 Pravidla pro paralelní provoz zdrojů se sítí provozovatele distribuční soustavy Stanovení limitů distribuční kapacity pro připojování výroben k DS (listopad 29, schváleno ERÚ 27.11.29). Pro každý z uvažovaných napájecích uzlů PS/11 kv byl stanoven mezní maximální připojitelný výkon v dané napájecí oblasti 11 kv tak, aby nedocházelo k přetěžování instalovaného transformačního výkonu PS/11 kv ani při uvažování výpadku největšího z transformátorů v příslušném napájecím uzlu (kritérium N-1). Scénář podle žádostí Rok 212 V důsledku nasazení nového výkonu zdrojů (OZE i konvenční v sítích 11 kv) dojde v 21 z 3 napájecích uzlů PS/11 kv k překročení přenosové kapacity transformátorů PS/11 kv (při kontrole N-1). Celkově se jedná o 3 8 MW výkonu nových zdrojů z celkového množství 12 96 MW podaných žádostí na připojení OZE do DS, které nelze s ohledem na transformační kapacitu PS/11 kv bezpečně vyvést. Vzhledem k celkovému provozu ES však není tato hodnota limitujícím faktorem, omezení je dáno limitem regulačních služeb (PpS viz níže). Volnou kapacitu pro připojování nových zdrojů rozptýlené výroby však nelze sumarizovat za únor 21 Strana 11

ES ČR jako celek, neboť se jedná o lokální záležitosti jednotlivých napájecích oblastí. Uvnitř těchto oblastí může docházet k dalším lokálním omezením v důsledku přenosových schopností distribučních sítí 11 kv, vn a nn a transformace 11 kv/vn. Kapacita transformace PS/11 kv a vyhodnocení požadavků na připojení nových zdrojů Scénář žádostí rok 212 CHOTĚJOVICE 311 MW -394 MW BABYLON 359 MW -23 MW BEZDĚČÍN 541 MW 38 MW 556 MW 529 MW 261 MW -82 MW = Mezní (maximální) připojitelný výkon PMEZ = Volná kapacita pro připojení nových zdrojů z hlediska možností transformace PS/11 kv = Překročení transformační kapacity žádostmi VÍTKOV 6 MW -169 MW CHRÁST 289 MW -261 MW PŘEŠTICE 264 MW -458 MW CELKOVÝ VÝKON OZE : 12 96 MW NEPŘIPOJITELNÝ VÝKON : 3 8 MW VÝŠKOV -1 MW -42 MW ŘEPORYJE 21 MW -198 MW MILÍN 9 MW -119 MW KOČÍN 234 MW 63 MW ČECHY STŘED 5 MW 149 MW CHODOV 452 MW 452 MW DASNÝ 236 MW -21 MW MALEŠICE 178 MW 178 MW TÁBOR 15 MW -155 MW TÝNEC 47 MW -24 MW MÍROVKA 325 MW 71 MW SLAVĚTICE 24 MW -138 MW NEZNÁŠOV 285 MW -24 MW OPOČÍNEK -22 MW -217 MW ČEBÍN 617 MW -25 MW KRASÍKOV 731 MW 4 MW SOKOLNICE 486 MW -8 MW H. ŽIVOTICE 318 MW -99 MW PROSENICE 273 MW -155 MW KLETNÉ 415 MW 233 MW OTROKOVICE 674 MW -156 MW LÍSKOVEC 6 MW -275 MW ALBRECHTICE -23 MW -1 MW NOŠOVICE 246 MW 231 MW EGÚ Brno, a.s. 2/21 Investorský scénář Investorský scénář uvažuje realizaci přibližně 38 % všech žádostí o připojení zdrojů a zároveň respektuje závazky ČR vůči EU v roce 22 (9,5 TWh spotřeby elektřiny pokrýt výrobou z OZE). Scénář ukazuje směr koordinovaného rozvoje OZE a jejich postupné integrace do ES ČR. Rok 212 V roce 212 je předpokládán přírůstek nového výkonu zdrojů dle zadaného rozvojového scénáře (celkem 2 572 MW OZE od roku 29). Celkově v 7 z 3 napájecích uzlů PS/11 kv je nedostatek transformačního výkonu a nelze připojit nové zdroje o souhrnné velikosti 48 MW. únor 21 Strana 12

Kapacita transformace PS/11 kv a vyhodnocení požadavků na připojení nových zdrojů Investorský scénář rok 212 CHOTĚJOVICE 311 MW 158 MW BABYLON 359 MW 276 MW BEZDĚČÍN 541 MW 473 MW 556 MW 529 MW 261 MW -82 MW = Mezní (maximální) připojitelný výkon P MEZ = Volná kapacita pro připojení nových zdrojů z hlediska možností transformace PS/11 kv = Překročení transformační kapacity žádostmi VÍTKOV 6 MW -31 MW PŘEŠTICE 264 MW 13 MW VÝŠKOV -1 MW -11 MW CHRÁST 289 MW -26 MW ŘEPORYJE 21 MW 115 MW MILÍN 9 MW 45 MW KOČÍN 234 MW 197 MW ČECHY STŘED 5 MW 386 MW MALEŠICE 178 MW 178 MW CHODOV 452 MW 452 MW TÁBOR 15 MW -92 MW TÝNEC 47 MW 27 MW MÍROVKA 325 MW 271 MW NEZNÁŠOV 285 MW 94 MW OPOČÍNEK -22 MW -63 MW ČEBÍN 617 MW 42 MW KRASÍKOV 731 MW 56 MW H. ŽIVOTICE 318 MW 227 MW PROSENICE 273 MW 83 MW KLETNÉ 415 MW 376 MW ALBRECHTICE -23 MW -61 MW LÍSKOVEC 6 MW -15 MW NOŠOVICE 246 MW 243 MW CELKOVÝ VÝKON OZE : 4 631 MW NEPŘIPOJITELNÝ VÝKON : 48 MW DASNÝ 236 MW 181 MW SLAVĚTICE 24 MW 159 MW SOKOLNICE 486 MW 299 MW OTROKOVICE 674 MW 41 MW EGÚ Brno, a.s. 2/21 4.1.2 Kontrola přenosových schopností sítí 4 kv a 22 kv (PS) Při kontrole PS se uplatňovaly žádosti na připojení nových zdrojů rozptýlené výroby v DS pouze do velikosti mezní transformační kapacity PS/11 kv. Navíc však do simulačních výpočtů a analýz byly zahrnuty žádosti na připojení nových zdrojů s přímým připojením do PS 4 kv a 22 kv. Jedná se o přírůstky instalovaného výkonu vůči současnému stavu, tzn. roku 29, o cca 74 MW v roce 212,o 4 777 MW v roce 215 a o 9 117 MW v roce 22. Analýza a výpočty spočívaly v rozdělení celé ES ČR na 4, resp. 5 regionů, v nichž byla postupně nasazována zvýšená výroba všech zdrojů, včetně přírůstků nových výkonů (tzv. aktivní region) v jednotlivých časových řezech. Přenosová schopnost PS byla kontrolována podle kritéria (N-1) takovým způsobem, že se postupně vypínala jednotlivá vedení v PS v aktivním regionu a také vedení PS propojující aktivní region s ostatní sítí PS včetně zahraničí. K rozdělení oblastí na regiony muselo být přistoupeno z důvodu značného množství zdrojů v ČR (OZE i konvenčních), jejichž výrobu by nebylo možné v ČR spotřebovat ani exportovat. Vzhledem k rozdělení na regiony a uvažovaném lokálním vysokém nasazení výroby nemá simulace a kontrola provozu přenosové soustavy tak vysokou vypovídací hodnotu jako kontrola přenosové kapacity transformace PS/11 kv. Cílem simulací v PS bylo spíše, než najít konkrétní reálná omezení, poukázat na potenciální úzká místa, jež mohou budoucím provozem velkého množství zdrojů vzniknout. V reálném provozu by k omezování výroby zdrojů z důvodů nedostatečných přenosových kapacit pravděpodobně docházelo v první řadě únor 21 Strana 13

216 VERNÉŘOV Připojování OZE do ES ČR kvůli omezeným exportním schopnostem mezistátních vedení a profilů. Simulační výpočty respektovaly mezní velikost salda ES ČR cca 3 3 MW, což je technicky možné maximum vývozu (dané přenosovou schopností přeshraničních vedení PS). Na následujícím obrázku je uvedeno rozdělení PS na jednotlivé regiony: E D Rozvoj přenosové sítě ES ČR Přenosová síť 4 a 22 kv Očekávaný rozvoj do r.215 TPS U Etzernicht ETI T S EVR VÍTKOV Röhrsdorf VE-T VERNÉŘOV 213 C ETU 2 EPRU 1 HRADEC západ H PŘEŠTICE ACTHERM EPRU 2 HRADEC východ L A N CHOTĚJOVICE CHRÁST EPOC Ö 212 PPC 215 VÝŠKOV ELE CHOTĚJOVICE 215 212 Region severozápadní a střední Čechy Region západní a jižní Čechy EOR ŘEPORYJE MILÍN D MALEŠICE S ETE T D BABYLON EME PPC 22 CHODOV KOČÍN DASNÝ TÁBOR E PPC ECS 215 ČECHY STŘED BEZDĚČÍN C2 R Rozdělení PS na regiony C1 TÝNEC ECHV R P OPOČÍNEK MÍROVKA E NEZNÁŠOV SLAVĚTICE I S O L Region východní Čechy a severní Morava EDA Dürnrohr EDU 215 ČEBÍN C H APG KRASÍKOV Bisamberg A SOKOLNICE 215 B EDS PROSENICE Stupava S 212 Križovany Senica L HORNÍ ŽIVOTICE Region jižní Morava a Vysočina KLETNÉ 212 K OTROKOVICE O V ALBRECHTICE LÍSKOVEC E N SEPS S P.Bystrica Státní hranice Hranice krajů K A NOŠOVICE Poloha rozvoden PS Varín O Vedení 4 kv v provozu Vedení 22 kv v provozu Vyvedení zdroje do PS Nová vedení PS PSE Dobrzeń Wielopole Kopanina Bujakow Nová rozvodna PS Hranice regionu Dle podkladů 1/21 Scénář podle žádostí Rok 212 Při postupném nasazování aktivního regionu v simulačních modelech došlo ve 4 regionech (ze 4) k porušení bezpečnostního kritéria (N-1) přetížení vedení, a to ve všech případech aktivního regionu A, B, C a D. Celkově došlo v 17 případech k přetížení vedení PS (včetně 5 případů u mezistátních vedení). Hlavní úzká místa v PS zjištěná při kontrole spolehlivosti (N-1): - Region B přetěžování vedení 22 kv Lískovec Prosenice (vysoká výroba do R 22 kv Lískovec) - Region C extrémní přetěžování vedení propojující severozápadní Čechy s ostatní PS (značná koncentrace konvenčních a obnovitelných zdrojů v regionu C) únor 21 Strana 14

12 % Rok 212 scénář dle Žádostí- Varianta aktivního regionu A Srovnání zatížení vedení PS při (N-1) v referenčním stavu a ve stavu s nasazenými zdroji v regionu (A) - jižní Morava a Vysočina 1 % 1% Idov Mezistátní vedení 8 % % Idov 6 % 4 % 2 % % C417 C422 C423 C434 C435 C436 C481 C482 C483 C484 C485 C486 C23 C27 C251 C252 C418 C42 C433 T41_SOK CD441 CD442 CD445 CD446 CZ_DEN CO243 CO244 CO437 CO438 CP245 CP246 CP443 CP444 CS27 CS44 CS497 SC28 SC424 Vedení Referenční S nasazenými zdroji 12 % Rok 212 scénář dle Žádostí - Varianta aktivního regionu B Srovnání zatížení vedení PS při (N-1) v referenčním stavu a ve stavu s nasazenými zdroji v regionu (B) - severní Morava a východní Čechy 1 % 1% Idov Mezistátní vedení PS 8 % % Idov 6 % 4 % 2 % % C253 C254 C42 C43 C453 C457 C46 C458 C459A C459B C251 C252 C41 C413 C418 C452 T41_PRO CD441 CD442 CD445 CD446 CZ_DEN CO243 CO244 CO437 CO438 CP245 CP246 CP443 CP444 CS27 CS44 CS497 SC28 SC424 Referenční Vedení S nasazenými zdroji únor 21 Strana 15

12 % Rok 212 scénář dle Žádostí - Varianta aktivního regionu C Srovnání zatížení vedení PS při (N-1) v referenčním stavu a ve stavu s nasazenými zdroji v regionu (C) - Praha, severní a střední Čechy 1 % 1% Idov Mezistátní vedení PS 8 % % Idov 6 % 4 % 2 % % C11 C17 C18 C21 C22 C25 C26 C29 C21 C211 C223 C224 C225 C226B C226 C4 C41 C411 C412 C414 C415 C45 C451 C461 C462 C463 C464 C465 C466 C467 C468 C469 C469X C471 C472 C226A C454 C48 C41X V41XY C23 C28 C221 C222 C41 C413 C42 C43 C452 C476 C475 C461B C4VV T42_HR T41_CST CD441 CD442 CD445 CD446 CZ_DEN CO243 CO244 CO437 CO438 CP245 CP246 CP443 CP444 CS27 CS44 CS497 SC28 SC424 Referenční Vedení S nasazenými zdroji 12 % Rok 212 scénář dle Žádostí - Varianta aktivního regionu D Srovnání zatížení vedení PS při (N-1) v referenčním stavu a ve stavu s nasazenými zdroji v regionu (D) - západní a jižní Čechy 1 % 1% Idov Mezistátní vedení PS 8 % % Idov 6 % 4 % 2 % % C1 C2 C24 C216 C51 C52 C431 C432 C473 C474 C27 C28 C221 C222 C43 C433 C476 C475 CD441 CD442 CD445 CD446 CO243 CO244 CO437 CO438 CP245 CP246 CP443 CP444 CS27 CS44 CS497 SC28 SC424 Referenční Vedení S nasazenými zdroji únor 21 Strana 16

Investorský scénář Rok 212 Při postupném nasazování aktivního regionu v simulačních modelech došlo ve všech 4 regionech k porušení bezpečnostního kritéria (N-1) přetížení některého vedení PS, a to ve všech případech aktivního regionu A, B, C a D. Celkově došlo v 14 případech k přetížení vedení PS (včetně 4 případů u mezistátních vedení). Hlavní úzká místa v PS zjištěná při kontrole spolehlivosti (N-1): - Region B přetěžování vedení 22 kv Lískovec Prosenice (vysoká výroba do R 22 kv Lískovec) - Region C extrémní přetěžování vedení propojující severozápadní Čechy s ostatní PS (značná koncentrace konvenčních a obnovitelných zdrojů v regionu C) 12 % Rok 212 scénář dle Investorů - Varianta aktivního regionu A Srovnání zatížení vedení PS při (N-1) v referenčním stavu a ve stavu s nasazenými zdroji v regionu (A) - jižní Morava a Vysočina 1 % 1% Idov Mezistátní vedení PS 8 % % Idov 6 % 4 % 2 % % C417 C422 C423 C434 C435 C436 C481 C482 C483 C484 C485 C486 C23 C27 C251 C252 C418 C42 C433 T41_SOK CD441 CD442 CD445 CD446 CZ_DEN CO243 CO244 CO437 CO438 CP245 CP246 CP443 CP444 CS27 CS44 CS497 SC28 SC424 Vedení Referenční S nasazenými zdroji únor 21 Strana 17

12 % Rok 212 scénář dle Investorů - Varianta aktivního regionu B Srovnání zatížení vedení PS při (N-1) v referenčním stavu a ve stavu s nasazenými zdroji v regionu (B) - severní Morava a východní Čechy 1 % 1% Idov Mezistátní vedení PS 8 % % Idov 6 % 4 % 2 % % C253 C254 C42 C43 C453 C457 C46 C458 C459A C459B C251 C252 C41 C413 C418 C452 T41_PRO CD441 CD442 CD445 CD446 CZ_DEN CO243 CO244 CO437 CO438 CP245 CP246 CP443 CP444 CS27 CS44 CS497 SC28 SC424 Referenční Vedení S nasazenými zdroji 12 % Rok 212 scénář dle Investorů - Varianta aktivního regionu C Srovnání zatížení vedení PS při (N-1) v referenčním stavu a ve stavu s nasazenými zdroji v regionu (C) - Praha, severní a střední Čechy 1 % 1% Idov Mezistátní vedení PS 8 % % Idov 6 % 4 % 2 % % C11 C17 C18 C21 C22 C25 C26 C29 C21 C211 C223 C224 C225 C226B C226 C4 C41 C411 C412 C414 C415 C45 C451 C461 C462 C463 C464 C465 C466 C467 C468 C469 C469X C471 C472 C226A C454 C48 C41X V41XY C23 C28 C221 C222 C41 C413 C42 C43 C452 C476 C475 C461B C4VV T42_HR T41_CST CD441 CD442 CD445 CD446 CZ_DEN CO243 CO244 CO437 CO438 CP245 CP246 CP443 CP444 CS27 CS44 CS497 SC28 SC424 Referenční Vedení S nasazenými zdroji únor 21 Strana 18

12 % Rok 212 scénář dle Investorů - Varianta aktivního regionu D Srovnání zatížení vedení PS při (N-1) v referenčním stavu a ve stavu s nasazenými zdroji v regionu (D) - západní a jižní Čechy 1 % 1% Idov Mezistátní vedení PS 8 % % Idov 6 % 4 % 2 % % C1 C2 C24 C216 C51 C52 C431 C432 C473 C474 C27 C28 C221 C222 C43 C433 C476 C475 CD441 CD442 CD445 CD446 CO243 CO244 CO437 CO438 CP245 CP246 CP443 CP444 CS27 CS44 CS497 SC28 SC424 Referenční Vedení S nasazenými zdroji Analýza přenosových schopností PS ukázala na výrazné přetěžování některých vedení při vysoké produkci zdrojů v aktivním regionu. Z tohoto hlediska se jako nejproblematičtější ukázala oblast severozápadních a středních Čech (region C), kde se přetěžování vedení PS projevovalo v největším počtu případů. Je to způsobeno vysokou koncentrací zdrojů (konvenčních i OZE) připojených jak v DS, tak v PS v tomto regionu. Z důvodu překročení mezní hodnoty salda ES ČR byl tento region dále rozdělen na dva subregiony C1 a C2 v časových horizontech 215 a 22. Přesto dochází v důsledku vysoké výroby zdrojů v těchto regionech k častému přetěžování vedení PS ve stavech N-1 (nesplnění spolehlivosti provozu PS). Tuto situaci již prakticky nelze řešit posilováním přenosové soustavy a muselo by se zde pravděpodobně přistoupit k jiným opatřením např. k omezování výroby. V případě vysoké plošné výroby OZE a konvenčních zdrojů bude z hlediska napěťových hladin 4 a 22 kv omezujícím kritériem především limitace exportní schopnosti mezistátních vedení PS. Na následujícím obrázku jsou pro scénář žádostí vyznačena úzká místa v PS v roce 212. Modře jsou vyznačené oblasti obsazené požadavky na připojení nových velkých zdrojů do PS v budoucnosti. únor 21 Strana 19

216 VERNÉŘOV Připojování OZE do ES ČR E D Rozvoj přenosové sítě ES ČR Přenosová síť 4 a 22 kv Očekávaný rozvoj do r.212 TPS U Etzernicht ETI T EVR S VÍTKOV! Röhrsdorf VE-T! C H L A N ETU 2 EPRU 1 HRADEC západ! PŘEŠTICE ACTHERM EPRU 2 HRADEC východ CHOTĚJOVICE CHRÁST EPOC 212 VÝŠKOV ELE CHOTĚJOVICE EOR 212 MALEŠICE ŘEPORYJE MILÍN D BABYLON! EME CHODOV BEZDĚČÍN ČECHY STŘED TÝNEC ECHV! P Scénář žádostí Oblasti s požadavky na připojení velkých zdrojů do PS a přetížená vedení v PS při kontrole (N-1) - rok 212 212 OPO ČÍNEK MÍROVKA NEZNÁŠOV O L SK! KRASÍKOV EDS 212 PROSENICE HORNÍ ŽIVOTICE KLETNÉ 212 ALBRECHTICE LÍSKOVEC A NOŠOVICE PSE Dobrzeń Wielopole Kopanina Bujakow TÁBOR ČEBÍN! Varín O ETE OTROKOVICE K KOČÍN EDA SOKOLNICE SEPS S Ö S DASNÝ T E R R E SLAVĚTICE EDU I C H APG Dürnrohr Bisamberg Stupava S Križovany Senica L O V E N P.Bystrica Vedení 4 kv v provozu Vedení 22 kv v provozu Poloha rozvoden PS Vyvedení zdroje do PS Státní hranice Hranice krajů Nová vedení PS Oblast s požadavky na připojení velkých zdrojů s vyvedením do PS Nová rozvodna PS Přetížené vedení PS! Dle podkladů 2/21 únor 21 Strana 2

4.1.3 Současná a budoucí síťová omezení pro připojení nových zdrojů Na přiloženém schématu jsou vyznačené oblasti s překročenou kapacitou transformačního výkonu PS/11 kv scénář žádostí. Z obrázku je patrné, že na cca 3/4 území ČR je vyčerpaná kapacita transformace PS/11 kv pro připojení nových zdrojů. Zbývající napájecí oblasti PS/11 kv s doposud volnou kapacitou transformačního výkonu pro připojení nových zdrojů však narážejí na síťová omezení především z hlediska přenosové schopnosti PS obsazené požadavky na připojení zdrojů přímo do PS. V jednotlivých uzlech PS se jedná o následující omezení: R 4 kv Čechy-střed kapacita je obsazena žádostí o připojení velkého zdroje PPC přímo do uzlu 4 kv. Vyvedení výkonu tohoto zdroje již není možné zajistit v plné výši a bude muset dojít k omezení vyvedeného výkonu. Připojení dalších zdrojů do této oblasti již není možné. R4 kv Bezděčín přenosová kapacita PS v oblasti uzlu Bezděčín je omezena výrazným přebytkem výkonu z nových a připravovaných zdrojů v oblasti severozápadních a středních Čech. Připojení dalších zdrojů v této oblasti není možné. R 4 kv Nošovice vzhledem k provozně měnícímu se zapojení sítí 11 kv v oblasti Ostravska: UO Nošovice, Albrechtice, Lískovec v závislosti na vyvedení bloků 4x 2 MW elektrárny Dětmarovice a s ohledem na obsazenou kapacitu oblastí Albrechtice a Lískovec nelze ani do oblasti Nošovic připojovat další zdroje. Celou oblast Ostravska je nutno posuzovat komplexně a je třeba ji z hlediska možností připojování dalších zdrojů považovat za uzavřenou. R 4 kv Kočín oblast 11 kv UO Kočín je provozována paralelně s UO Dasný, která je již žádostmi na připojení nových zdrojů obsazena. únor 21 Strana 21

Do R 4 kv Kočín se připravuje vyvedení zvýšeného výkonu z nových bloků JE Temelín, které vyvolává potřebu výstavby dalších vedení 4 kv z této oblasti a zvyšují zkratové poměry v R Kočín 4 kv na její mezní hodnoty. Proto se připojování dalších zdrojů do této napájecí oblasti nedoporučuje. R 4 kv Mírovka do této rozvodny 4 kv bude vyvedeno přímé dvojité vedení 4 kv z R Kočín v souvislosti s rozšířením JE Temelín od další dva bloky. Vyvedení tohoto výkonu obsadí přenosové možnosti PS v této oblasti. Proto se připojování dalších zdrojů do této napájecí oblasti nedoporučuje. Možnosti připojování nových zdrojů do nových připravovaných rozvoden PS/11 kv R 4 kv Kletné rozvodna má být uvedena do provozu v roce 212, již nyní jsou do ní směřovány požadavky na připojení nových zdrojů. Lze konstatovat, že v nově vzniklé oblasti 11 kv bude prozatím volná kapacita na připojení nových zdrojů. R 4 kv Praha-sever nová rozvodna bude připojena do PS na značně exponované vedení 4 kv Výškov Čechy-střed výkonově zatěžovaném přenosem výkonu z oblasti SZ Čech do oblasti Prahy. Připravuje se paralelní provoz této uzlové oblasti s UO Řeporyje, kde je značný přebytek výroby zdrojů (elektrárna Kladno). R 4 kv Vernéřov uzel PS původně plánovaný pro vyvedení připravovaného VP Chomutov bude zřejmě ještě před realizací VP využíván pro účely zásobování distribuce v této oblasti a budou do něj vyvedeny také jiné zdroje. Vzhledem k výraznému přebytku zdrojů v této oblasti, který přesahuje i přenosové kapacity PC, nelze u této rozvodny 4 kv předpokládat volnou kapacitu pro připojení dalších nových zdrojů. R 4 kv Vítkov jedná se o posílení stávající vazby 22/11 kv v lokalitě Vítkov s možností připojení zdrojů do DS v této oblasti. Vzhledem k přebytku velkých zdrojů přímo vyvedených do PS v oblasti SZ Čech bude výkon nových zdrojů do této oblasti velmi omezen. únor 21 Strana 22

4.2 ČÁST PODPŮRNÉ SLUŽBY Při řešení problematiky podpůrných služeb se vycházelo ze stávajících pravidel povinného výkupu celého množství výroby z OZE, tj. neuvažovalo se s možností jejich omezení v nepříznivých (kritických) obdobích roku. Ověření provozovatelnosti ES ČR vycházelo z posledních predikcí spotřeby elektřiny, očekávaného vývoje zdrojové základny do roku 22 a postupně zvyšujících se požadavků kladených na spolehlivost soustavy. V této části řešení byly prověřovány a analyzovány dva dohodnuté scénáře rozvoje OZE, a to scénář NAP a scénář investorský, který počítá s rychlejším uváděním OZE do provozu pro roky 212 a 215, než je tomu u NAP. V počátečním roce 21 a koncovém roce 22 jsou u obou scénářů instalované výkony v OZE totožné. Je třeba zdůraznit, že z OZE nejvíce ovlivňují provozovatelnost soustavy skupiny zdrojů (FVE a VTE), které mají dodávku elektřiny v čase proměnnou v závislosti na okamžitých klimatických podmínkách v daném místě. Z výsledků výpočtů a jejich analýz vyplývá, že soustava je provozovatelná v letech 21, 212 a 215 se scénářem OZE dle NAP, tzn., bude disponovat dostatečnou velikostí a strukturou záložních výkonů pro provoz s požadovanou spolehlivostí. Podmínkou nutnou je však realizace alespoň minimálních objemů exportu (8 až 13 TWh) a započtení jaderných bloků do bilance TR-. Dále je možné konstatovat, že hodnoty instalovaných výkonů u VTE a FVE ve scénáři NAP jsou prakticky mezními hodnotami u těchto skupin OZE pro udržení spolehlivého provozu ES ČR v těchto letech (do 215). V roce 22 již nebylo možno splnit podmínku uplatnění JE pouze pro TRa podmínku nákupu PpS v maximální výši 1 MW od jednoho bloku. Při uvolnění těchto kritérií se podařilo provoz realizovat, nicméně se soustava (s OZE dle scénáře NAP) pohybuje na samotné hranici provozovatelnosti. Od roku 21 do roku 215 (do roku 22) je celkový nárůst průměrných hodnot ročních požadavků na PpS v kategorii navíc o: 215 (22) SR 16 MW (28 MW) TR+ 462 MW (57 MW) TR- 416 MW (513 MW) QS -159 MW (-33 MW), jak dokladují následující obrázky. Je třeba připomenout, že postupně zvyšující se požadavky na jednotlivé kategorie záloh jsou ovlivněny všemi faktory v soustavě, tj. průběhem diagramu zatížení (hodinová diskrétnost), měnící se strukturou výrobních zdrojů (přechod od menších instalovaných výkonů bloků k větším jednotkovým výkonům) a postupným nárůstem požadavků na spolehlivost v pozdějších letech. únor 21 Strana 23

Roční průměry požadavků na sekundární regulaci (SR) Roční průměry požadavků na rychlé starty (QS1) 7 6 MW 6 5 4 3 2 1 MW 5 4 3 2 1 21 212 215 22 21 212 215 22 Scénář NAP Scénář investorský Scénář NAP Scénář investorský Roční průměry požadavků na kladnou terciární regulaci (TR+) Roční průměry požadavků na zápornou terciární regulaci (TR-) 12 12 1 1 8 8 MW 6 MW 6 4 4 2 2 21 212 215 22 21 212 215 22 Scénář NAP Scénář investorský Scénář NAP Scénář investorský Na následujícím obrázku je zobrazen očekávaný nárůst nákladů na nákup SR a TR (1 % v roce 21) pro instalované výkony v OZE dle scénáře NAP. Údaje k roku 22 je nutno považovat pouze za indikativní. Nárůst nákladů je vedle nárůstu absolutního objemu požadavků na PpS dán mj. také rostoucí cenou silové elektřiny. RELATIVNÍ VÝVOJ NÁKLADŮ NA NÁKUP SR A TR PRO SCÉNÁŘ OZE DLE NAP 3 283 25 2 % 15 125 156 1 1 5 21 212 215 22 Rok únor 21 Strana 24

V období 21 až 215 se ve shodě s ČEPS počítalo s možností nákupu regulační energie ze zahraničí ve výši 4 MW. Pro rok 22 se počítalo již jen s 2 MW, neboť se očekává v pozdějších letech snížení přebytků výrobních kapacit v Evropě. Analýzy ukázaly, že problematické stavy v ES ČR vznikající vlivem proměnné výroby OZE jsou indikovány především v období letního provalu zatížení (minim DDZ), kdy je pak nutno realizovat největší objemy exportu v roce, aby ze sestavy nebyly vytlačovány zdroje poskytující PpS. Jedním z klasických řešení, jak zlepšit situaci v provozovatelnosti ES ČR, je zprovoznění nové PVE, která by umožnila eliminovat náhlé změny pohotového výkonu v soustavě. Je potřeba zvážit náklady na její případnou výstavbu. Doplňkovým řešením může být také časově řízená spotřeba elektřiny, další formy akumulace elektřiny, nebo služba rychlého odstavení jedoucího elektrárenského bloku do 3 minut jako ekvivalent TR-, která v současnosti (v roce 21) v ES ČR neexistuje. Ve střednědobém výhledu si lze představit zavedení této služby vzhledem k dosavadní existenci dožívajících elektrárenských bloků (rychlejší čerpání jejich životností). Na druhé straně, na rozdíl od služby DZ 3, případná aktivace služby rychlého odstavení znamená, že příslušný blok přestává poskytovat PR, SR i TR+. Analýzy roku 22 ukázaly, že lze očekávat výraznou poptávku po této službě. Bohužel právě od tohoto roku, v návaznosti na změny zdrojové základny, je potenciální nabídka (byť jen hypotetická) velmi omezená. Proto nebyla tato služba výpočetně využita. Případné možnosti realizace této služby v roce 22 jsou nicméně velice žádoucí, protože provozovatelnost (splnění potřeb PpS) ve scénáři NAP je na hraně a podmiňujeme ji budoucí realizací některého z výše uvedených opatření. Výše uvedený nárůst nákladů na nákup vybraných kategorií PpS je zajisté závažný, tvoří však pouze dílčí část nárůstu nákladů vyvolávaných VTE a FVE (viz část Ekonomika). Odvození meze pro výstavbu VTE a FVE z hlediska nákladů jimi vyvolaných, vyžaduje konsenzus v otázce, jaká výše nákladů je mezně akceptovatelná. Naproti tomu stanovení meze pro výstavbu VTE a FVE z pohledu zajištění dostatečného množství PpS v ES ČR je technicky možné, avšak závisí na adekvátním stanovení vstupních podmínek (shora uvedených) a odpovídajícím zvážení všech relevantních okolností, technických i ekonomických, které v provozu soustavy hrají roli. Provedené analýzy respektovaly tyto skutečnosti. Na základě simulačních výpočtů všech hodin roku v řešených letech a jejich vyhodnocení byly učiněny závěry, vztahující se k roku jako celku. Hodnoty instalovaných výkonů u VTE a FVE ve scénáři NAP jsou prakticky mezními hodnotami u těchto skupin OZE pro udržení spolehlivého provozu ES ČR v těchto letech (do 215). Jde o tyto hodnoty: Rok Instalovaný výkon VTE Instalovaný výkon FVE Instalovaný výkon VTE + FVE 212 385 MW 1883 MW 2268 MW 215 637 MW 264 MW 3241 MW Pro tyto hodnoty instalovaných výkonů, považované za mezní, byly provedeny simulace obchodu a provozu ve všech hodinách roku. Stavy pro dvě vybrané hodiny v roce (13. hodiny dnů maxim a minim zatížení) ilustruje trojice následujících obrázků. únor 21 Strana 25

PVE - čerpadlový provoz Importy Exporty DDZ 212 - Příklad krytí zatížení jednotlivými skupinami zdrojů Den zimního maxima zatížení 212-13. hod Den letního minima zatížení 212-13. hod MW Poptávka po elektřině Sestava zdrojů na krytí MW MW 12 12 12 Jaderné elektrárny Poptávka po elektřině Sestava zdrojů na krytí MW 12 12 12 Jaderné elektrárny 11 11 11 11 11 11 1 12 1 1 Závodní elektrárny (tepelné) 1 1 1 Závodní elektrárny (tepelné) 9 8 9 8 3734 9 8 Nesystémové teplárny 9 8 9 8 9 8 Nesystémové teplárny 7 6 5 4 3 942 7 6 5 4 3 843 68 242 2268 129 7 6 5 4 3 Vodní Minimum klasických systémových zdrojů Další možná dodávka VTE a FVE PVE - čerpadlový provoz Importy Exporty DDZ 7 6 5 4 3 13 15 5619 7 6 5 4 3 73 2767 47 24 121 7 6 5 4 3 Vodní Minimum klasických systémových zdrojů Další možná dodávka VTE a FVE 2 1-1 2 1-1 2225 623 2 1-1 Aktuální nasazení VTE a FVE Dopočet do instalovaného VTE a FVE 2 1-1 -97 2 1-1 1654 593 161-614 2 1-1 Aktuální nasazení VTE a FVE Dopočet do instalovaného VTE a FVE -2-2 -2 Instalovaný VTE a FVE -2-2 -2 Instalovaný VTE a FVE -3-3 -3 dle NAP (FVE a VTE 2 268 MW) -3-3 -3 dle NAP (FVE a VTE 2 268 MW) únor 21 Strana 26

PVE - čerpadlový provoz Importy Exporty DDZ 215 - Příklad krytí zatížení jednotlivými skupinami zdrojů Den zimního maxima zatížení 215-13. hod Den letního minima zatížení 215-13. hod MW Poptávka po elektřině Sestava zdrojů na krytí MW poptávky MW 12 12 12 Jaderné elektrárny Poptávka po elektřině Sestava zdrojů na krytí MW 12 12 12 Jaderné elektrárny 11 1626 11 11 11 11 11 1 1 3734 1 Závodní elektrárny (tepelné) 1 1 1 Závodní elektrárny (tepelné) 9 8 7 6 5 4 3 2 1 148 9 8 7 6 5 4 3 2 1 881 615 242 2838 2356 131 9 8 7 6 5 4 3 2 1 Nesystémové teplárny Vodní Minimum klasických systémových zdrojů Další možná dodávka VTE a FVE Aktuální nasazení VTE a FVE PVE - čerpadlový provoz Importy Exporty DDZ 9 8 7 6 5 4 3 2 1 36 2395 6219 9 8 7 6 5 4 3 2 1 97 2767 467 3363 22 16 1897 114 9 8 7 6 5 4 3 2 1 Nesystémové teplárny Vodní Minimum klasických systémových zdrojů Další možná dodávka VTE a FVE Aktuální nasazení VTE a FVE -1-1 482-43 -1 Dopočet do instalovaného VTE a FVE -1-11 -1-1239 -1 Dopočet do instalovaného VTE a FVE -2-2 -2 Instalovaný VTE a FVE -2-2 -2 Instalovaný VTE a FVE -3-3 -3 dle NAP (FVE a VTE 3 241 MW) -3-3 -3 dle NAP (FVE a VTE 3 241 MW) únor 21 Strana 27

PVE - čerpadlový provoz Importy Exporty DDZ 22 - Příklad krytí zatížení jednotlivými skupinami zdrojů Den zimního maxima zatížení 22-13. hod Den letního minima zatížení 22-13. hod MW Poptávka po elektřině Sestava zdrojů na krytí MW 12 poptávky MW 12 12 Jaderné elektrárny 11 118 11 11 Poptávka po elektřině Sestava zdrojů na krytí MW 12 poptávky 12 12 Jaderné elektrárny 11 11 11 1 1 1 Závodní elektrárny (tepelné) 1 255 1 1 Závodní elektrárny (tepelné) 9 8 9 8 614 9 8 Nesystémové teplárny 9 8 2359 9 8 352 9 8 Nesystémové teplárny 7 6 5 4 3 2 1 1784 7 6 5 4 3 2 1 878 658 242 1226 552 141 7 6 5 4 3 2 1 Vodní Minimum klasických systémových zdrojů Další možná dodávka VTE a FVE Aktuální nasazení VTE a FVE PVE - čerpadlový provoz Importy Exporty DDZ 7 6 5 4 3 2 1 716 7 6 5 4 3 2 1 1 466 3363 276 276 123 7 6 5 4 3 2 1 Vodní Minimum klasických systémových zdrojů Další možná dodávka VTE a FVE Aktuální nasazení VTE a FVE -1-1 673-1 Dopočet do instalovaného VTE a FVE -1-1 -1624-1 Dopočet do instalovaného VTE a FVE -2-2 -2 Instalovaný VTE a FVE -2-2 -2 Instalovaný VTE a FVE -3-3 -2474-3 dle NAP (FVE a VTE 3 7 MW) -3-3 -3 dle NAP (FVE a VTE 3 7 MW) únor 21 Strana 28

Při pokrývání 13. hodiny dne maxima zatížení roku 212 se uplatnily VTE a FVE dodávkou 623 MW je zobrazena zelenou plochou. Plocha hnědo-zeleně šrafovaná představuje dodávku regulujících klasických zdrojů, kterou by bylo v případě potřeby (z důvodu navýšení dodávky VTE a FVE) snížit. Ze srovnání s velikostí instalovaného výkonu VTE a FVE (zelený rámeček) je zřejmé, že případné navýšení dodávky VTE a FVE v této hodině nemůže představovat problém. Situace ve dni minima roku 212 je již odlišná. Aktuálně uplatněných 161 MW z VTE a FVE by bylo možno, za lepších světelných a větrných podmínek, ještě navýšit, avšak již jen o 593 MW na úkor klasických regulujících zdrojů. Tím by se dodávka VTE a FVE zvýšila na 1654 MW. Vzhledem k tomu, že jejich instalovaný výkon činí 2268 MW, lze říci, že by v takovém případě bylo dosaženo soudobosti 73 %. Poznamenejme, že otázka soudobosti VTE a FVE není dosud statisticky plně podchycena a měla by být dále řešena. Na úrovni odhadu je možno soudobost 73 % považovat za přijatelnou, tzn. počet případů, kdy by mohla být soudobost vyšší, a tedy dodávka VTE a FVE rovněž vyšší a pro ES již neakceptovatelná, nebude významný. Obdobný obrázek dne minima roku 215 ilustruje situaci poněkud závažnější. Již výchozí hodnota dodávky VTE a FVE ve výši 1897 MW téměř plně využívá možnosti ES ČR, a to navíc v situaci značně velkého exportu elektřiny, téměř 24 MW. Při hypotetickém navýšení dodávky o možných 16 MW by bylo dosaženo hodnoty 23 MW, což představuje soudobost 62 %. Tato hodnota bude patrně překračována již v míře statisticky významnější a nemá-li dojít k omezení (restrikci) dodávky VTE a FVE, musel by nastat dodatečný export ad hoc dle tvaru dodávky VTE a FVE, pro který však nemusejí být vždy splněny potřebné podmínky. Tento stav eskaluje do roku 22 do té míry, že při základní velikosti exportu (nezobrazeno) nebylo možno v ES ČR uplatnit ani výchozí hodnotu dodávky VTE a FVE 276 MW. Export, jak je zobrazen, byl již navýšen, dodávka regulujících zdrojů je z hlediska splnění potřeb PpS nejnižší možná, a přesto uplatněný výkon VTE a FVE odpovídá soudobosti pouhých 56 %. Tato situace dokládá výše uvedená tvrzení, že v roce 22 je scénář NAP přijatelný podmíněně, za předpokladu zvýšení uplatnění JE v regulaci a realizace dalších opatření (PVE apod.). Zjednodušené schématické zobrazení popsané situace, avšak pouze pro roky 212 a 215, představují následující dva obrázky. Zvýrazňují možný prostor po uplatnění VTE a FVE za situace, kdy ostatní zdroje v soustavě jsou uplatněny již pouze v minimální, avšak provozně nutné, velikosti. Pro stavy ve dni letního minima zatížení platí: Stanovené mezní hodnotě instalovaného výkonu neregulujících OZE (VTE a FVE), připojených do sítí ES ČR pro období let 21 až 212, ve výši 2 268 MW dle scénáře NAP, vyhovuje maximální přípustná hodnota soudobého pohotového výkonu VTE a FVE ve 13. hodině dne minima zatížení okolo 165 MW. Stanovené mezní hodnotě instalovaného výkonu neregulujících OZE (VTE a FVE), připojených do sítí ES ČR v roce 215, ve výši 3241 MW dle scénáře NAP, vyhovuje maximální přípustná hodnota soudobého pohotového výkonu VTE a FVE ve 13. hodině dne minima zatížení okolo 2 MW. Při nesplnění výše uvedených požadavků může dojít k ohrožení bezpečnosti a spolehlivosti provozu ES ČR. únor 21 Strana 29