Podpora zelených zdrojů na věčné časy?
Situace na trzích s elektřinou se nejen v Evropě rychle mění. Nástup neflexibilních obnovitelných zdrojů vyvolává řadu otázek, které musí být pro zajištění vysoké spolehlivosti dodávek elektřiny pro všechny zákazníky vyřešeny. Jakub Kučera, analytik investiční společnosti RSJ, shrnul pro oenergetice.cz hlavní z nich. V první části série článků se zaměří na financování obnovitelných zdrojů elektřiny.
Zelená vládne Evropě
Na rozdíl od dřívějšího modelu, kdy šlo o zajištění dodávek elektřiny za co nejnižší cenu, je cílem současných trhů s elektřinou, alespoň tak je to v řadě evropských zemí a jiné to alespoň proklamují, podpořit přechod energetiky na udržitelnou trajektorii, tedy rozvoj obnovitelných zdrojů elektřiny (OZE) při co možná nejnižších nákladech.
Viděno z jiného úhlu pohledu by trh měl pomoci najít optimální hranici mezi stále ještě dražšími OZE a levnějšími konvenčními zdroji, aby přechod na zelenou energii byl finančně snesitelný a proběhl s co nejmenšími ztrátami (což se daleko lépe píše, než dělá). Samozřejmě stále platí, že je potřeba zaručit určitou kvalitu dodávek. Cíle pro podíl na energetické spotřebě pro rok 2020 vycházejí ze závazků na úrovni EU, ČR už má splněno. Graf 1 ukazuje nárůst zelené energetiky v Evropě.
Hlavními obnovitelnými zdroji elektřiny jsou nyní fotovoltaické panely a větrné turbíny, které jak známo vyrábí, kdy se přírodě zamane. Alespoň dokud nebudeme disponovat dostatečnou a finančně přijatelnou skladovací kapacitou, patrně v podobě baterií, musíme s tím při vybírání vhodného tržního modelu počítat.
Například studie vypracovaná na zakázku německého think-tanku Agora Energiewende, který nelze v žádném případě podezřívat z nadržování konvenčním zdrojům, tvrdí, že ve střednědobém výhledu do roku 2035 „spotřeba vlastní solární elektřiny bude hrát v celkové spotřebě elektřiny jen druhořadou roli“. A nezmění na tom ani fakt, že každý druhý střešní fotovoltaický panel se nyní v Německu montuje včetně záložních baterií.
Konkrétně by pouze jedna z šesti kilowatthodin, které domácnosti spotřebují, mohla být pokryta přímo výrobou z panelů na střeše. V případě Německa by to bylo nanejvýš pouhých 20 TWh. Co se týče komerčních budov v sektorech, které se nejvíce hodí pro fotovoltaiku, například v zemědělství a potravinářském průmyslu, je potenciál ještě nižší – asi jen 4 TWh za rok, přičemž Německo spotřebuje ročně okolo 600 TWh elektřiny (graf 2 zachycuje rozložení spotřeby).
Světlé zítřky se odkládají
Možná jste už viděli graf, na kterém je vyznačena cena elektřiny a náklady na její výrobu ze slunce, případně větru (viz graf 3). Protože žlutá křivka v posledních letech notně poklesla, panuje představa, že stačí jen projít slzavým údolím několika let dotací a jednoho dne se OZE obejdou bez podpory. Bude je financovat trh. Toto očekávání je ale patrně nesprávné.
– cena elektřiny na burze je cena na lipské EEX (vždy jde o futures kontrakt na base load na příští kalendářní rok)
– jako zástupná cena za cenu elektřiny z volně stojící fotovoltaické elektrárny je použita podpora pro volně stojící elektrárny (platná vždy k 1. lednu daného roku, pro rok 2015 je použita výsledná cena z aukce z dubna 2015, pro rok 2016 pak z aukce z prosince 2015)
Dnešní trh funguje na tzv. marginálních nákladech, což jsou náklady na zvýšení produkce o jednu jednotku, většinou jednu megawatthodinu. Čtenáři oenergetice.cz jsou s tímto konceptem nepochybně dobře obeznámeni. Jádro pudla je v tom, že solární panely a větrné turbíny mají tyto náklady nulové. Mohou si dovolit nabízet nulové ceny (podporu ostatně dostanou tak jako tak). To má příjemný dopad v podobě nižších burzovních cen za elektřinu, někdy dokonce záporných. To bude platit i po zrušení přednostního výkupu a garantované výkupní ceny, která vede k tomu, že provozovatelům těchto zdrojů je více méně jedno, jaká situace na trhu panuje.
V důsledku toho modrá křivka průměrné ceny elektřiny na grafu pomalu padá, alespoň tak tomu bylo v posledních letech, takže průnik křivek se oddaluje. Horší je, že za průměrnou cenou se ve skutečnosti skrývá celá řada hodin, ve kterých se elektřina obchoduje za velmi nízké ceny, někdy dokonce nulové nebo dokonce záporné. Není náhoda, že právě v těchto hodinách do sítě dodávají hlavně obnovitelné zdroje s nulovými marginálními náklady.
Opačně řečeno – když solární panely anebo větrné parky běží na plné obrátky, je elektřina často téměř zdarma, ergo jejich majitelé na burze nevydělají nic nebo jen velmi málo (graf 4 ukazuje zatím spíše ojedinělou extrémní situaci z 8. května).
S rozvojem OZE bude tento efekt jen sílit a musíme počítat se situací, kdy elektřina z flexibilních OZE na trhu pokryje veškerou poptávku. Průměrné ceny během dne (tzv. peak) jsou na německé burze zatím stále v průměru vyšší než ceny zprůměrované za všechny hodiny v roce (tzv. baseload).
Efekt vyšší výroby ze solárních panelů je zatím pozorovatelný jen na poklesu poledních cen (viz graf 5) a v důsledku i na menším rozdílu mezi cenou během nejvyšší spotřeby (peak) a průměrný cenami za celý den. Ve druhém kvartálu roku 2015 činil tento rozdíl už jen jedno euro.
– průměrné spotové ceny na německé burze pro jednotlivé hodiny
– fialová křivka označuje průměrné ceny v roce 2011, modrá pak v roce 2014
– tečky ukazují efekt výroby ze solárních panelů (v poledních hodinách je elektřina levnější až o 4,30 EUR/MWh)
Průměrná cena za celý rok, za kterou obnovitelný zdroj bude prodávat na burze, pak bude nižší než průměrná cena na celém trhu. Ve výsledku bude opět o něco těžší, aby se nám křivky protnuly. Dost dobře ani nelze vyloučit, že se neprotnou nikdy.
Například pokles nákladů na výstavbu solárních zdrojů povede k jejich většímu rozšíření a následnému poklesu ceny elektřiny v hodinách, kdy produkují. Vznikne začarovaný kruh, kdy se křivky budou honit směrem dolů a hodin s velmi nízkými cenami elektřiny bude přibývat.
Bez podpory to zatím patrně nepůjde
Bez podpory tedy nikdo další obnovitelné zdroje patrně nepostaví a solární panely a větrné turbíny zůstanou na seznamu podporovaných zdrojů, patrně až do vynálezu baterie. Není jasné, jestli například strůjci německé energetické revoluce s tímto vývojem počítali. Rozhodně ale poznatek, že podpory se jen tak nezbavíme, dnes neuniká německému ministerstvu hospodářství a energetiky, ačkoli úředníci doufají, že aukce a tržní prémie srazí její výši na dlouhodobě přijatelnou úroveň.
Kromě opuštění snu, že se za pár let křivky na grafu 3 protnou, a tím se vyřeší elektrárenské problémy dneška, vede tato úvaha ještě k jednomu závěru. Bude lepší o obnovitelných a tradičních zdrojích uvažovat jako o dvou oddělených ekosystémech, které mezi sebou sice interagují, ale například financování bude zcela odlišné.
Svět obnovitelných zdrojů, zejména těch neflexibilních, si můžeme označit jako green load – hodiny, kdy maximálně vyrábějí pak jako (inflexible) green peak (alternativně sun peak, hodiny s nejvyšší produkcí elektřiny ze slunce). Svět zbylých zdrojů, jejichž hlavním úkolem je zaskočit za zelené zdroje, když nevyrábějí, můžeme pak nazvat grey load, případně back-up load.
Nebo se přece jen najde spasitel
Lze namítat, že OZE mohou vydělávat zejména v době, kdy se na trhu uplatňuje mix obnovitelných zdrojů a klasických zdrojů s vyššími marginálními náklady. Otázka je, jak často tato situace nastane a jaké budou panovat ceny. Není jasné, jestli podobné odhady budou investorům stačit. Další možností by byly velmi výrazné investiční cykly – v jednu dobu by bylo obnovitelných zdrojů příliš a ceny by spadly pod investiční náklady.
Ve výsledku by nikdo žádné nové nestavěl. Jak by se starým zdrojům snížil výkon, nebo skončila jejich životnost, cena by se stala atraktivnější a někdo by do OZE opět investoval. Opět ale není zřejmé, jestli by podobný systém vedl k potřebným investicím a ani se nezdá být vhodný pro zajištění dlouhodobých dodávek.
A nepomohly by vyšší odvody za emise skleníkových plynů? V krátkodobém a střednědobém výhledu by to pomoci mohlo – pokud budou mít fosilní zdroje vyšší variabilní náklady, poskočí ceny na burze nahoru. V hodinách, kdy do sítě dodávají jak tradiční tak obnovitelné zdroje, budou ceny elektřiny vyšší, takže OZE budou spíše samofinancovatelné.
Zatím lze jen stěží odhadovat, jak velký tento efekt bude – dražší fosilní zdroje budou totiž například částečně nahrazeny jádrem, kterého se odvody nedotknou. Mimoto podstatné zatížení fosilních zdrojů za vypuštěné emise zatím není na pořadu dne a pár let si na něj budeme muset asi ještě počkat. Dlouhodobě to pak nemusí být vůbec žádné řešení – v hodinách green peaku, kdy neflexibilní OZE pokryjí celou spotřebu, cena elektřiny spadne k nule tak jako tak.
V delším horizontu se nabízí ještě jedno řešení, jak zamezit, aby se ceny na burze díky OZE blížily nule. Pokud se rozšíří flexibilní řízení poptávky anebo skladovací možnosti, ať už baterie, power-to-gas nebo cokoli jiného, začnou si zájemci o levnou elektřinu konkurovat a na trhu se začnou přeplácet. Cena opět stoupne. Pro pozdější úvahy je důležité, že podobný tržní mechanismus se spíše rozvine v rámci flexibilního tržního modelu, kde ceny elektřiny velmi přesně kopírují produkci z OZE a ideálně klesají (respektive mají potenciál klesat) až k nule. Naopak v určitých situacích stoupá cena elektřiny k výrazně vyšším částkám a megawatthodina stojí až stovky eur.
Mohlo by vás zajímat:
Myslím že autor článku velmi dobře popisuje stávající stav , avšak budoucnost , kterou autor predikuje je z jeho pohledu zatížena tím ,že se na ní dívá dnešníma očima. To je ovšem chyba. Základním problémem pádu cen el. energie až k nule je totiž nefunční prodej el. energie. Celková spotřeba energie je mnohem větší než spotřeba el. energie, pokud by existovali odpovídající distribuční podmínky, nebyl by žádný problém v době přebytku el. energie tuto energii využít jako náhradu jiné , která je v daný časový okamžik dražší než elekřina. Jinými slovy tuto el. energii lze využít zejména pro výrobu tepla nebo chladu. Současný systém řízení spotřeby el. energie je díky státní regulaci asi 30 let za stavem současné techniky. Není přece problém , aby se cena el. energie u spotřebitelů měnila po hodinách a ti by se už pak zařídili, aby levnou el. energii využili.
Jasně, než plakat nad tím, že současný systém v nových podmínkách funguje divně, je mi více sympatický přístup, kde se hledají vylepšení stávajícího systému tak, aby se problémy řešily samy.
Já si myslím, že je třeba rozlišovat dvě situace:
1)Ekonomika pořízení elektrokotle(či něčeho jiného) + instalace (včetně všeho, kabeláže atd...) bude stát (pouze) na velmi levné EE(v nějakých časových intervalech). Tzn. příjmovou stranu bude tvořit suma ušetřených nákladů proti jinému zdroji tepla. Ale nebudou přítomny platby za regulační služby - tzn. elektrokotel "ulevuje od přebytku"
2) předchozí + regulační platby.
To je systémově diametrální rozdíl.
-------
Taky je třeba rozlišovat soumístnost výroba - spotřeba. V jednom náklady na přenos jsou, v druhém nikoli.
Dá se navrhnout jednoduchý myšlenkový experiment: silovinu na fakturách položme třeba =0. A mohu uvažovat, co by se mi vyplatilo...
Autor článku moc dobře nepopisuje současný stav.
"Bez podpory tedy nikdo další obnovitelné zdroje patrně nepostaví a solární panely a větrné turbíny zůstanou na seznamu podporovaných zdrojů, patrně až do vynálezu baterie."
Bez takzvané "podpory OZE" (která z velké části nekončí i OZE) stavíme OZE běžně jak s akumulací tak i bez akumulace. Dokonce v roce 2015 a 2016 museli provozovatelé platit za OZE sankce. Teď jsou sankce do 10kW "zrušeny" ale uvažuje se o tarifních sankcích.
On mluví o zdrojích pro síť. V tvz. prosumerské oblasti jsou věci trošku jinak. A mám zato, že dosud OZE (hlavně ty pro síť) jsou chráněny veřejnou mocí před srážkou se zákonem klesajících výnosů.
O budoucnost OZE opravdu neni nutne mit obavy. V dlouhodobem horizontu bude totiz tak levna, ze se z ni bude vyrabet palivo, treba prave pro konvencni elektrarny. Mozna to zni silene, ale kdo by pred deseti lety odhadoval, ze cena FV panelu klesne pod 0.4 USD/Wp? Jenze to bude na energetickem trhu vsechno jinak, proto clanek sice logicky spravny, ovsem vychazi z dnesnich zkusenosti, a ty nebudou v te dobe vubec platne. Mam rad jeden priklad takoveho uvazovani. Volne intepretuji: jeden spocital, ze pri zachovani rustu dopravnich vykonu v Londyne, bude v ulicich mesta za xx let tolik koni, ze budou slapat metr ve vlastnim hnoji. A mel pravdu. Dopravni vykony rostly, jen v tech konich se spletl. Toz asi tak, pane analytiku. Podivejte se treba na https://cleantechnica.com/2017/01/03/engie-sees-free-energy-10-per-barrel-oil-prices-2025/ to mi prijde mnohem vice realne.
Taky jsem se v tom problému vrtal a viděl jsem podobná řešení.
V úvaze mi chyběla jedna věc, když máte v mixu baseload s nenulovými marginálními náklady (uhelné a jaderné elektrárny), tak klesající cena elektřiny pro ně znamená i nižší příjmy. To nemůže být trvalé, už za současných podmínek jsou třeba u hnědouhelných elektráren vyšší budoucí závazky než očekávané budoucí zisky (viz. prodej aktiv Vattenfallu). Tyhle zdroje začnou dříve či později odpadat nebo v sobě objeví nový talent pro flexibilní výrobu.
A dále samozřejmě bude hrát stále větší roli diverzifikace VtE vzhledem k poloze, diverzifikace azimutu FV panelů a akumulace.
1) Co míníte diverzifikace VTE vzhledem k poloze - to asi On-shore? V krajině ne tak velké farmy... Pro případ Off-shore mi to nedává moc smysl.
2) No nedávno tu článeček o jedné US uhelce byl, která se chce vydat tímto směrem, aby byla pružnější (zmiňovali 3MW/min)
3)Nevím, na kolik jsou platná vysvětlení (cca z r. 2014) na Fraunhoferu k záporným cenám na burze - tam podle nich hrají velkou(či zásadní) roli rozdíl předpověď-následná realita. Ale zní to dost logicky (daty to podložené snad mají) včetně výskytu opačných situací (EE je abnormálně drahá).
ad 1) Jo. Pro případ offshore mají konkrétně Němci moc krátké pobřeží. Pokud by se to bralo jako systém pro EU, tak by už mělo smysl rozložit offshore VtE mezi La Coruňou a Gdaňskem.
ad 2) Jo, jen chtít.
ad 3) To samozřejmě vliv má. Právě z toho důvodu, že tlumit výkon těch velkých uhelných/jaderných molochů musíte tlumit v předstihu. Předpovědní modely jsou fakticky v počátcích a ještě se budou hodně zlepšovat. Podle Michaela Liebreicha je zpřesňování předpovědních modelů druhým nejlevnějším postupem pro integraci OZE v systému (po účinnosti, ta má při troše šikovnosti záporné náklady).
1)To pak samozřejmě zakládá nutnost schopnosti přenášet velké výkony srovnatelné se spotřebou celých velkých oblastí napříč kontinentem. V samotném Německu to jde velmi rychle, ale třeba s tím někdy opravdu budou hotovi.
2) Chtít je sice krásné, ale důležité je nezkrachovat.
3) Já bych netvrdil, že předpovědní modely jsou v počátcích - a i kdyby jste předpovídal počasí jako Bůh, pořád v integraci OZE pomůžete jen něčemu užšímu.
Jste úplně mimo. Ty záporné ceny se přece týkají i denního trhu (ne jen vnitrodenního, který leckde ani není nebo je marginální), kde se obchoduje D-1. Jinými slovy obchoduje se právě na základě těch předpovědí, kolik vítr vyrobí...
K záporným cenám na Burze vede to, že větrníky a další OZE jsou dotované bez ohledu na aktuální tržní cenu elektřiny pevnou částkou zeleného bonusu (nebo ještě hůře mají tzv. pevnou výkupní cenu). Větrníky a fotovoltaika nemají palivové náklady, to znamená, že dokud není záporná cena na trhu rovná zelenému bonusu, tak prostě vyrábí. Pro odstranění záporných cen na trhu by stačilo jednoduché pravidlo - je-li cena na trhu nulová a nižší, je nulová také podpora obnovitelných zdrojů energie za danou hodinu. A rázem je po záporných cenách elektřiny. Jakmile se cena dostane na nulu, tak se část větrníků a fotovoltaik prostě odstaví, protože pro ně nebude mít smysl dodávat za záporné ceny. To je celý příběh. Je to tak zoufale jednoduché, ale samozřejmě obtížně prosaditelné proti stále silnější OZE lobby. Ovšem dříve či později k tomu dojde, protože jinak je rozvoj OZE k nezaplacení.
Ono stačí provést jednoduchý myšlenkový experiment. Představme si, že elektrické sítě mají nekonečnou kapacitu a je úplně jedno, kde OZE instalujeme. Dále si představme, že skutečně celkové náklady OZE klesnou pod úroveň tržní ceny elektřiny, která je v zásadě dnes dána proměnnými náklady klasických zdrojů (plyn a uhlí). Co se stane?
Určitě nastane boom OZE. Jak dlouho bude trvat? No tak dlouho, dokud další výstavba OZE nesrazí průměrnou tržní cenu elektřiny v době jejich výroby tak nízko, že se zase stavět přestanou.
Zkusme tedy přidat další předpoklad - že marginálním zdrojem je stále paroplynová elektrárna dokud není výroba z OZE rovná spotřebě v EU v dané hodině, pak cena elektřiny klesá logicky na nulu (ve skutečnosti by byla významně záporná kvůli potížím s flexibilitou ostatních zdrojů, která není absolutní).
Dostáváme dekarbonizovanou výrobu elektřiny, po které EU touží? Ani náhodou! Nebudeme ani na 50 % elektřiny z OZE.
Závěr je jasný, bez velmi levné akumulace elektřiny nebudou OZE konkurenceschopné nikdy, protože sami ničí cenu své elektřiny na trhu. A to i v případě, že zanedbáme vliv nákladů na budování infrastruktury elektrických sítí, který je v praxi klíčový, protože tyto náklady brzy další rozvoj OZE jednoduše zastaví.
Já s Vámi docela souhlas. Tím jsme ovšem objevili Ameriku, neb zdroje, které vyrábějí, jak se jim zamane bez kloudné akumulace nemají jaksi ten půvab -to je už docela vousaté tvrzení. U ekonomiky akumulace je zásadní jeden ukazatel -průměrná doba jednotkového množství energie (třeba kWh), kterou setrvává v zásobníku, nežli je zase spotřebována. + Samozřejmě ztráty v cyklu a další... U akumulace na "denní" a sezónní cyklus je to rozdíl bratru 2 řády.
Máte pravdu, z pohledu tzv. "klasických energetiků" je to objevení Ameriky. Ovšem z pohledu řady z těch, kteří hojně píší do diskusí na této stránce a z hlediska Eurobyrokratů je potřeba to připomínat mnohem častěji. Jinak totiž budeme stále číst o tom, že OZE jsou stále levnější a budou tím levnější, čím více si jich pořídíme. Což je právě jen polovina pravdy, která je rozhodující pro celkový výsledek.
No, když už jsme u těch řečnických cvičení... Žádný strom neroste do nebe - navrhnul bych doplnit: Žádný strom také neroste kořeny do středu Země... 30 USD/MWh (jsou na slun. záření bohatých místech). Ale dolu to asi ještě půjde.
Tož k mašinám: Elektrolyzér (či jiné zařízení máme? Kolik bude stát?). Jak budeme skladovat vodík (zkapalňovat či stlačovat? Kolik budou stát nádrže?). Pokud by se měl používat vodík, jak se bude přepravovat? Cisterny? Či roury? (to taky máme?) + další prvky sítě - kompresní stanice... Úpravy na straně odběratele -pokud se použije "atypický" vodík (jestli to tedy vůbec půjde v určitých případech)- viz Němci mají normu do zemního plynu lze přimíchat max. 2% obj. vodíku -asi vědí, proč to tak nastavili. Zaslechlo se, že je současná cena Gazpromu (průměr- cca 170 USD/1000 m^3 tzn. 25,8 * 170/1000/10,55 = 416Kč/MWh (podotýkám 10,55 kWh/m^3 je spalné teplo ZP dle prospektu Čezu, je to cena "velkoobchodní", ale signalizuje určitou bariéru pro vstup). Když vezmeme v potaz (v tom odkazu) 10 USD/barel ropa + ropný fix, bude to ještě mnohem míň, to znamená ekonomicky vyšší bariéru. Ale 10 USD / barel vypadá jako fantasmagorie (kromě dočasného výkyvu, který má za účel vytřepat přemnoženou konkurenci), neb to jsou těžební náklady nejlevnějšího těžaře na světě (jsou-li jím Saudové a je-li to 10 USD/barel pochopitelně).
PS.
1) Článek jsem si s chutí přečetl.
2) Pro redakci: hodil by se nějaký přehledový článek o Německu a OZE. Protože tady má člověk nakonec docela mlžnou představu, jak to tam funguje. Tedy pokud si všechno systematicky nedohledává. Nemyslím jen podíly druhů atd. Ale takové věci, jako fungování přednostních aukcí -prodej OZE (vím, že něco takového tam je či bylo...) -jaký to má podíl na trhu...
Vodík je nesmysl. Lepší je syntetický zemní plyn tedy metan a ten se vyrábí i v Německu. Vodík snad jen v místech s chemickým průmyslem kde by byl okamžitě spotřebováván a také zálohován stávající technologií vyrábějící vodík ze zemního plynu. Pro metan již všechno máme hotové od přenosu až po spotřebu (i s čistou dopravu CNG) a sezónní zásobníky. A když se bude tlačit i zpět do ložisek (po malé úpravě zapojení některých těžebních kompresorů) tak můžeme akumulovat energii i na roky. Chybí jediné, povolit to lidem a vytvořit tržní podmínky - rovnou a nezávislou legislativu. A o to se musí postarat stát pokud chce v budoucnu zachovat zisk (daně) a zaměstnané občany. Podobně i s technologií power to liquid pro výrobu syntetického metanolu nebo lihu.
Ano, netvrdím. Vodík má minimálně tuhle nevýhodu - žádná hotová "těžkotonážní" infrastruktura. Ale zas má půvab - potřebuje na vstupu jen vodu. Do metanu musí jít uhlík -ten vlastně berou kde?
Vodík má kromě toho jednoho půvabu absolutně všechny nevýhody, jaké si můžete představit. Uhlíku je všude spousta, například ve vzduchu je ho stále více :-).
Komentáře v diskuzi mohou pouze přihlášení uživatelé. Pokud ještě účet nemáte, je možné si jej vytvořit na stránce registrace. Pokud již účet máte, přihlaste se do něj níže.
V uživatelské sekci pak můžete najít poslední vaše komentáře.
Přihlásit se