Elektrárenský gordický uzel III: Mechanismus zvaný kapacitní

Nárůst obnovitelných zdrojů elektřiny může přinést nedostatek flexibilních zdrojů k vyvažování neflexibilního větru a slunce. Že se opět vyplatí některé flexibilní zdroje elektřiny, mohou zajistit speciálními platbami takzvané kapacitní mechanismy.

Elektřina (ilustrační foto). | na serveru Lidovky.cz | aktuální zprávy Elektřina (ilustrační foto). | foto: Shutterstock
Elektřina (ilustrační foto). | na serveru Lidovky.cz | aktuální zprávy

V prvním textu věnovaném rozetnutí elektrárenského gordického uzlu jsme popsali možný budoucí problém: nedostatek flexibilních zdrojů pro vyvažování neflexibilního větru a slunce. V dalším jsme nastínili řešení v rámci současného nastavení trhů s elektřinou. Avšak ukázalo se, že toto řešení má řadu problémů.

Nyní se zaměříme na takzvané kapacitní mechanismy, které by většinou formou speciálních plateb měly zajistit, že se opět vyplatí provozovat některé flexibilní zdroje elektřiny. Konkrétně půjde o strategické rezervy (povinné kapacity) a jednorázové tendry. Dále o kapacitní platby, kdy stát platí za připojené kapacity, a ve finále o kapacitní trhy, kde se s kapacitou obchoduje. Tato opatření mohou mimo jiné umožnit cenové stropy na energetické burze, které zamezí enormním, politicky problematickým cenám.

Elektrárny poslední záchrany: Strategické rezervy

Asi nejjednodušší možnost představuje takzvaná strategická rezerva. Některé elektrárny se označí za systémově důležité a zapnou se jen v případě nedostatku elektřiny v síti. Tyto zdroje vlastní buďto sám provozovatel přenosové soustavy, nebo elektrárenské společnosti, které za ně dostávají zaplaceno. Často se jedná o staré, nerentabilní elektrárny, které by bez těchto plateb byly již zavřené.

V Německu může například regulátor trhu dokonce nakázat stavbu nového zdroje, aby co nejlépe pomáhal stabilitě sítě, takže může určit jeho velikost, umístění a palivo

Příkladem může být Německo, které má nyní takzvané síťové rezervy. Pro zimní období je vypočítávána potřeba záložních kapacit, která je pak v aukci poptávána. Systém je doplněn pravomocí regulatorního orgánu (Bundesnetzagentur) zamezit odstavení elektrárny. Pokud je zdroj systémově relevantní, může být jeho odpojení zablokováno až na dva roky. Zavedení strategických rezerv není politicky náročné a ani příliš nepoškozuje trh, pokud je tvoří jen několik málo elektráren.

Nicméně o jistý zásah do trhu se jedná, z čehož plynou možné problémy. Výše platby i celková velikost této rezervy jsou zcela na libovůli příslušného státního orgánu. To přináší pro investory dodatečné riziko, že regulátor situaci vidí jinak než oni, anebo že své rozhodnutí rychle změní. Na druhou stranu je systém poměrně flexibilní. V Německu může například regulátor trhu dokonce nakázat stavbu nového zdroje, aby co nejlépe pomáhal stabilitě sítě, takže může určit jeho velikost, umístění a palivo (samozřejmě za to ale zaplatí).

Jak stanovit poměr

Zajímavou modifikací strategických rezerv je také prostá povinnost výrobců elektřiny tyto kapacity zajistit v určitém poměru k celkovému výkonu. Pokud by se například stanovilo deset procent, tak majitel uhelného bloku o výkonu 500 MW může na energetickém trhu prodat maximálně 450 MW, nebo musí mít v záloze jiný zdroj o výkonu 50 MW. Opět ale vyvstává otázka správného určení tohoto poměru.

Strategické rezervy se hodí spíše jako přechodné opatření a daleko méně jako dlouhodobé řešení – do budoucna nelze vyloučit, že velikost nutných rezerv si z celkových výrobních kapacit ukrojí příliš

Německo potřebovalo předchozí zimu 2450 MW záložních kapacit. Pro tu nadcházející se již počítá s 6700 MW, možná dokonce se 7800 MW. To ukazuje, že potřeba rezervního výkonu může značně kolísat anebo stoupat. Proto se strategické rezervy hodí spíše jako přechodné opatření a daleko méně jako dlouhodobé řešení. Do budoucna totiž nelze vyloučit, že velikost nutných rezerv si z celkových výrobních kapacit ukrojí příliš. Pak se budeme muset rozhodnout, jestli chceme více rezerv (což bude také dost drahé), nebo méně elektráren působících na burze.

V tomto modelu jsou rezervní elektrárny provozovány jen v případě absolutní nutnosti, jestliže hrozí kolaps, takže si na sebe nemohou vydělat dlouhodobým prodejem elektřiny. To je prodražuje.

Fixní platba na fixní náklady: Kapacitní platby

V případě kapacitních plateb dostávají elektrárny pevnou sazbu za svou výrobní kapacitu. Kromě příjmů z energetického trhu tak mají ještě jeden příjem, který zlepší pokrytí fixních nákladů (vedle MWh jsou placeni ještě za MW). Platby se většinou týkají všech elektráren, které splňují určité podmínky, ale existuje i varianta, ve které na základě jiných energeticko-politických cílů jsou některé zdroje upřednostňovány. Výše zmíněné rezervní kapacity, pokud jsou jejich náklady vlastníkům hrazeny, jsou de facto podskupinou kapacitních plateb.

Co zní jednoduše, má háček. Regulátor zadá cenu, kterou je ochoten zaplatit, a potom je vydán na milost a nemilost trhu, kolik kapacit vznikne, respektive nebude uzavřeno.

Co zní jednoduše, má háček. Regulátor zadá cenu, kterou je ochoten zaplatit, a potom je vydán na milost a nemilost trhu, kolik kapacit vznikne, respektive nebude uzavřeno. Není jasné, jak správně nastavit výši kapacitní platby. Ta je přitom zásadní. Pokud je příliš nízká, zavře se postupně více elektráren, než je zdrávo. Naopak, bude-li kapacitní platba příliš vysoká, může dojít k neopodstatněným ziskům na straně provozovatelů elektráren. To komplikuje skutečnost, že pro dlouhodobé fungování a podporu investic do elektráren nemohou státní orgány výši platby měnit každý rok – to by investory odradilo.

Existuje i model s proměnnými platbami. Jeden se uplatňoval v letech 1990 až 2001 v Anglii a Walesu a podrobně ho ve své práci pro Energy Economics popisují Daniel Hach a Stefan Spinler. Nebudeme zabíhat do detailů a spokojíme se s konstatováním, že ačkoli systém je transparentní a pochopitelný, není vhodný pro koncertované trhy. Umělé vyostřování krizí umožnilo velkým hráčům manipulovat s výší kapacitní platby. Navíc si autoři studie nejsou jistí, jestli systém, ve kterém kapacitní platby kolísají z hodiny na hodinu, je nutně lepší než čistě energetický trh.

Komu platit?

Snadné není ani rozhodnutí, komu vlastně platit. První krok je logický – jen těm, kdo jsou připraveni dodávat. Pak se nabízejí dvě možnosti, obě ovšem otevírají dvířka pro elektrárníky filuty. V Argentině například nejprve platili jen těm, kteří elektřinu skutečně prodali. Filutové pak ale vyráběli za ceny pod svými variabilními náklady, aby mohli co nejčastěji inkasovat kapacitní platbu. To vedlo k uměle nízkým cenám na burze a většímu tlaku na zvýšení kapacitních plateb, aby se opět pokryly fixní náklady.

Výhodou kapacitních plateb je, že v některých zemích fungují už dlouho a výsledky nejsou úplně nejhorší

Alternativně platbu obdrží každý, kdo se prohlásí za schopného dodávat do sítě. Nyní se filutové mohou prohlásit za schopné dodávat a současně nabízet na burze elektřinu za přemrštěné ceny. Tím se vyhnou fyzickým dodávkám, ale kapacitní platbu obdrží stejně. Vhodným doplněním takto nastaveného systému je proto povinnost dodávat elektřinu po minimální dobu v roce, náhodné kontroly připravenosti dodávat a systém pokut. To ovšem systém dále prodražuje a komplikuje.

Výhodou kapacitních plateb je, že v některých zemích fungují už dlouho a výsledky nejsou úplně nejhorší. Do systému přinášejí větší stabilitu, takže investiční cykly jsou méně výrazné. Je méně pravděpodobné, že v jednu chvíli budeme trpět nedostatkem výrobních kapacit, a o pár let později jich naopak bude nadbytek.

Model „paroplynky“: Přínos kapacitních plateb

Už zmínění Hach a Spinler spočítali možný dopad kapacitních plateb na návratnost investic do paroplynových elektráren. Počítali při tom s kapacitní platbou ve výši 50 tisíc eur za megawatt instalované kapacity. To je ovšem někdy až podstatně více, než se ve světě platí: 23 400 eur/MW ve Španělsku (2012), 43 200 dolarů/MW v severovýchodních USA (2012) a 25 000 eur/MW ve Švédsku (2011).

K čemu došli, zachycuje následující graf. Každé pole v mřížkách představuje určitou kombinaci cen elektřiny a plynu. Čím tmavší je pole, tím je daná kombinace pravděpodobnější. Tečka znamená, že se vyplatí investovat do paroplynové elektrárny. Vidíme, že když je elektřina drahá a plyn levný (pravý horní roh), vždy se vyplatí investovat do paroplynové elektrárny.

Jednotlivé mřížky se pak liší podle vytížení paroplynových elektráren (levý sloupec – vysoké vytížení na hranici 30 procent, pravý pak jen pět procent) a podle existence kapacitních plateb (horní řádek – nulové platby, spodní řádek – platby ve výši 50 000 eur/MW).

Vliv kapacitních plateb na návratnost investice do paroplynové elektrárny

Vliv kapacitních plateb na návratnost investice do paroplynové elektrárny.

Pramen: Capacity payment impact on gas-fired generation investments under rising renewable feed-in – A real options analysis, Hach, Spinler, Energy Economics (2014)

Když se podíl obnovitelných zdrojů na výrobě elektřiny zvyšuje a klesá vytíženost paroplynových elektráren na pět procent (posun do pravého sloupce), jsou kapacitní platby pro návratnost investice zásadní. Výsledná mřížka vpravo dole ukazuje, že s kapacitními platbami se vyplatí investovat ve více než polovině možných kombinací cen elektřiny a plynu. Výsledky také ukazují, že pokud je neflexibilních obnovitelných zdrojů v systému méně a paroplynové elektrárny mají koeficient vytížení 30 procent, nejsou kapacitní platby úplně potřeba.

Autoři studie sice píší, že kapacitní platby nemusejí představovat optimální způsob, jak dlouhodobě zajistit dostatečné kapacity, ale propočty celkových nákladů nevypadají špatně. Pokud by například Němci vypláceli všem svým současným paroplynovým elektrárnám 50 000 eur/MW, stálo by to 772 milionů eur. V případě podpory všech konvenčních elektráren by se částka vyšplhala přibližně na čtyři a půl miliardy.

Tyto náklady by se samozřejmě musely rozpočítat na odběratele (asi 55 eur na jednoho Němce). S kapacitní platbou ve výši 50 000 eur/MW operují i pracovníci hamburského Arrhenius Institut. Počítají, že tři miliardy eur by zajistily kapacity ve výši 60 GW. Rozpočteno na kilowatthodinu by šlo o navýšení ceny o 0,6 eurocentu, u německých domácností by tedy šlo o nárůst o pouhá dvě procenta.

Není megawatt jako megawatt: Diferenciované produkty

Kapacitní platby a další kapacitní mechanismy budou o to efektivnější, čím více se vedle nominálního výkonu zdrojů podaří zohlednit jejich schopnost zabránit výpadku elektřiny. Tedy i jejich výrobní flexibilitu, umístění v síti a časové nároky na údržbu. Atomové elektrárny s malou možností rychle regulovat svůj výkon by měly dostávat méně než plynárenští gepardi (nebo vůbec nic). Někteří autoři dokonce tvrdí, že kapacitní mechanismy, které nepřihlížejí ke schopnosti elektráren přispět ke stabilitě sítě, problém neřeší vůbec a jsou stejně nedokonalé jako čistě energetické trhy.

Nereflektování rozdílného přínosu různých technologií ke stabilitě sítě nepodpoří změnu ve skladbě zdrojů, která ovšem bude kvůli nárůstu obnovitelných zdrojů nutná

Důkazem je, že většina problémů s nedostatečnou výrobní kapacitou se děje v době, kdy poptávka nepřevyšuje celkovou kapacitu v síti, jak se například ukázalo v Německu v únoru 2012. Podle odborníků z německého institutu Agora Energiewende nereflektování rozdílného přínosu různých technologií ke stabilitě sítě nepodpoří změnu ve skladbě zdrojů, která ovšem bude kvůli nárůstu obnovitelných zdrojů nutná.

Graf níže ukazuje vytížení elektráren pří nárůstu podílu neflexibilních obnovitelných zdrojů na výrobě na 45 procent, jehož autorem je Mezinárodní energetická agentura. Při tradičním rozložení výrobních kapacit se většina nezelené elektřiny vyrábí v elektrárnách pro pokrytí základního zatížení (base load), které nemohou dynamicky měnit svůj výkon. Jejich zatížení je ale jen na hranici 60 procent, místo dnes běžných 90 procent. Elektrárny pro špičkové zatížení (peak) jsou vytíženy daleko méně a stejně jsou na tom zdroje pro střední zatížení (mid-merit), jejichž vytížení poklesne z dnešních 40 procent na 11 procent.

Pokud dojde k přesunu investic směrem k flexibilnějším zdrojům, bude výsledné využití elektráren podstatně lepší. Zdrojů pro základní zatížení je sice podstatně méně, ale jejich vytíženost je opět nad 90 procenty. Zdroje pro střední zatížení jsou na dnešních 40 procentech. Podle odhadu německého think tanku Agora Energiewende druhý scénář nabízí stejné zabezpečení dodávek elektřiny jako první, ovšem při investicích nižších o 40 procent.

Zatížení elektráren při tradičním a pozměněném rozložení výrobních technologií

Zatížení elektráren při tradičním a pozměněném rozložení výrobních technologií.

Poznámka: horní graf: rozložení výroby (vlevo) a využití kapacit (vpravo) při nezměněné výrobní struktuře / dolní graf: rozložení výroby (vlevo) a využití kapacit (vpravo) při změněné výrobní struktuře / RES = obnovitelné zdroje / baseload = elektrárny pro základní zatížení / mid-merit = elektrárny pro střední zatížení / peak = elektrárny pro pokrytí špiček
Pramen: Power Market Operations and System Reliability, Agora Energiewende, prosinec 2014

Kapacitní platby, které nerozlišují flexibilitu zdrojů, tuto transformaci nepodpoří. Někteří provozovatelé elektrických sítí, které kapacitní trhy mají, například PJM a ISO New England na severovýchodě USA, ve svých úvahách už tento problém reflektují. Diferenciace plateb podle schopnosti přispět ke stabilitě sítě ovšem povede k ještě komplikovanějšímu systému, čímž se zvyšuje riziko jeho špatného nastavení. Na druhou stranu mohou být diferenciované platby vhodným nástrojem ke sledování dalších energeticko-politických cílů, například podpory zdrojů s nízkými emisemi prachu nebo oxidu uhličitého.

Konečně pořádný trh: Kapacitní trhy

Provozovatel přenosové soustavy poptává určité množství kapacit, případně obchodníky s elektřinou nutí, aby si je zajistili

Další možností jsou takzvané kapacitní trhy, kde provozovatel přenosové soustavy poptává určité množství kapacit, případně obchodníky s elektřinou nutí, aby si je zajistili (nejedná se ale o trh se záložními kapacitami, na kterém provozovatel přenosové soustavy poptává regulační energii a který u nás již funguje). U kapacitních plateb popsaných výše je základem cena, kterou stát majitelům elektráren nabídne, a posléze čeká, jaký efekt na kapacity platba bude mít. V případě kapacitních trhů je to naopak – stát nebo jiná instituce určí, kolik kapacit by se mělo zajistit (centralizovaná varianta), nebo pro to stanoví vzorec (decentralizovaná varianta), a trh pak určí, kolik to bude stát.

Nejjednodušší je systém centrální aukce. Regulátor, provozovatel přenosové soustavy nebo jiná příslušná instituce rozhodne, kolik kapacit je potřeba, a pomocí aukce vybere ty nejlevnější. Všichni provozovatelé elektráren, kteří se v rámci aukce zavázali, že v daném období budou schopni dodávat elektřinu, dostanou jednotnou platbu vzešlou z aukce. Podobně jako u kapacitních plateb jim pomůže pokrýt fixní náklady.

Pro splnění povinnosti musí dodavatel buď doložit, že je schopen dostatečný výkon garantovat sám, nebo předloží dostatečný počet kapacitních certifikátů nakoupených od jiných elektráren

Druhou, tzv. decentralizovanou možností je vytvoření skutečného trhu s kapacitou, respektive kapacitními certifikáty. Účastníci trhu s elektřinou (v Česku takzvané subjekty zúčtování) mají v tomto systému povinnost mít zajištěny dostatečné kapacity pro pokrytí závazků vůči svým zákazníkům, jinak jim hrozí pokuta. Pokud toho nejsou schopni sami, mohou si nakoupit certifikáty od jiných provozovatelů elektráren. Tento systém by měl být spuštěn ve Francii v zimě 2016/2017 a právě francouzský model nám poslouží k osvětlení, jak trh s kapacitními certifikáty funguje.

Povinnosti dodavatelů jsou stanoveny na základě spotřeby jejich zákazníků ve špičkách. Pro splnění povinnosti musí dodavatel buď doložit, že je schopen dostatečný výkon garantovat sám, nebo předloží dostatečný počet kapacitních certifikátů nakoupených od jiných elektráren. Vznikne tak trh s certifikáty, který by měl v budoucnu generovat potřebné investiční signály. Tomu má napomoci i dlouhá doba (až čtyři roky), po kterou se s certifikátem na daný rok bude moci obchodovat. Zajímavou vlastností francouzského systému je možnost nechat si certifikovat snížení poptávky, tedy závazek v případě potřeby odběr elektřiny snížit. Při vydávání certifikátů se vychází z předpokládaného příspěvku daného zdroje k vykrytí spotřeby v zimní špičce.

Cena nejistá

Kapacitní trhy jsou z hlediska státu poměrně jednoduché: nastaví se potřebné množství a zbytek vyřeší trh. Největší svízel, podobně jako u kapacitních plateb, spočívá v prvním kroku – jaké množství kapacit by se mělo poptávat. To platí i pro trh s kapacitními certifikáty, kde se poptávané množství certifikátů určuje pomocí vzorce, který přihlíží k potřebám zákazníků. Kvůli špatně nastavenému vzorci může být kapacit zbytečně mnoho, nebo naopak málo.

Někteří odborníci také upozorňují, že na kapacitních trzích, podobně jako na těch čistě energetických, může dojít ke zneužití tržního postavení

Dalším problémem je nejistá cena. V tomto případě stát totiž určí množství potřebných kapacit a je na trhu, aby vygeneroval cenu. Zejména při rozjezdu kapacitního trhu tak není lehké odhadnout budoucí ceny. Ty se také mohou během doby měnit. Což je samozřejmě problém nejen pro zákazníky, ale zejména pro investory. I když se cena certifikátu, případně cena stanovená aukcí, nebude měnit příliš, půjde o nejistý příjem. To opět ztíží odhady výnosnosti investic (na rozdíl od kapacitních plateb, jejichž výše je pevně dána).

Kvůli proměnlivým cenám může i zde dojít k investičním cyklům. Někteří odborníci také upozorňují, že na kapacitních trzích, podobně jako na těch čistě energetických, může dojít ke zneužití tržního postavení. Zejména na malých, koncentrovaných trzích mohou velcí hráči systém zneužít.

Pozitiva

Kapacitní trhy mají ale i řadu pozitivních vlastností. Podobně jako u kapacitních plateb lze kapacitní trhy využít k sledování jiných energeticko-politických cílů. Jisté druhy výroby elektřiny mohou být zvýhodňovány. Případně jimi lze chránit domácí výrobce elektřiny. To platí hlavně pro aukční mechanismy.

Podobně jako u kapacitních plateb lze kapacitní trhy využít k sledování jiných energeticko-politických cílů

Kapacitní trhy také nabízejí dobrou možnost, jak do systému zapojit opatření na straně spotřeby, kdy certifikáty mohou prodávat i subjekty, které se zavážou v případě nutnosti snížit svou poptávku (někdy se mluví o takzvaných negawattech). To má stejný dopad jako nastartování dalšího zdroje.

Na východě USA, kde kapacitní trh funguje, byla v roce dodávky 2012/2013 prodána opatření na straně poptávky ve výši 10 600 MW. To ušetřilo tamním spotřebitelům celkem 1,2 miliardy dolarů, zhruba šestinu celkových nákladů na zajištění kapacit.

  • Francie už kapacitní mechanismus má. Pro nás bude ale zásadnější, pro jaké řešení gordického uzle se rozhodne Německo. Už existuje obecná představa a v průběhu června by měla vyjít takzvaná Bílá kniha, která řešení zkonkretizuje a nastíní další postup. Další text, shrnující německé plány, publikujeme po jejím zveřejnění.

Počet příspěvků: 2, poslední 7.6.2015 07:21 Zobrazuji posledních 2 příspěvků.