Máte ve svém portfoliu výrobce elektřiny ze solárních, větrných nebo jiných alternativních zdrojů?
Chcete získat náskok před konkurencí díky Real time sledování Vašeho portfolia?
Už Vás nebaví pokrývat ztráty způsobené odchylkou ze svých marží?
Smart Grids a jejich dopad do obchodu s elektrickou energií
Smart grids (SG) neboli inteligentní sítě představují v dnešní době velmi často zmiňovaný pojem. Pokud se podíváme podrobněji na vznik problematiky SG, dostaneme se na západ od České Republiky. Právě tam se současně s masivním rozvojem obnovitelných zdrojů (OZE), z nichž většina pracuje na principech neumožňujících řízení průběhu dodávek do elektrizační soustavy, začala řešit otázka udržitelnosti stávajícího rozvoje energetických soustav v podmínkách liberalizovaných trhů.
Není totiž žádným tajemstvím, že poměrně masivní rozvoj OZE spolu s dlouhodobě rostoucí poptávkou po elektrické energii začíná klást čím dál tím větší nároky na transportní kapacitu sítí. Nejde jen o to, že se časová souvislost diagramů výroby a spotřeby výrazně odchýlila od původního stavu, v němž se budovaly energetické soustavy prakticky všech rozvinutých států světa. Dochází zde totiž také k výrazné diverzifikaci lokalizace výroby a spotřeby. Díky závislosti neřiditelných OZE na konkrétních klimatických jevech dochází k tomu, že pořekadlo „větru, dešti neporučíš“ by se dalo změnit na „přizpůsob se větru, dešti“. Je vcelku jasné, že takový stav by byl naprosto nepřijatelný jak pro průmyslovou sféru, tak pro domácnosti žijící na životním standardu západní společnosti. Dle převládajícího proudu odborné diskuse by řešení mohly přinést právě SG neboli inteligentní sítě.
Popis Smart Grids
Jednoduše vzato je SG taková síť, která v každém okamžiku reaguje na rozložení výrobních a spotřebních kapacit, a to v širším slova smyslu jak v lokálních, tak v globálních. Vzhledem k situaci, v níž se výroba v každém okamžiku musí rovnat spotřebě, dojdeme logicky k názoru, že výroba se stává nezávisle proměnnou společně s rostoucím podílem neřiditelných OZE zapojených do soustavy. Naopak spotřeba se bez většího zastoupení akumulace stává závisle proměnnou. Zároveň může docházet k velké kumulaci výroby na konkrétních místech a napěťových úrovních; ovšem dle klimatických nároků nikoliv podle potřeb současných sítí. Pokud bychom se dál drželi matematické analogie, funkcí určující spotřebu by byl v takové situaci okamžitý stav počasí za okrajových podmínek stálé výroby klasických (řiditelných) zdrojů. Omezujícími podmínkami by byly omezené transportní kapacity (lokální i globální) sítí.
Pokud se budeme držet popsaných předpokladů nárůstu podílu OZE, budeme potřebovat rozvinout postupy, které nám umožní flexibilní přizpůsobování spotřeby okamžitému stavu bilance energie v sítích. Právě toto inteligentní řízení spotřeby má být jedním z hlavních atributů SG. V případě jeho úspěšné implementace by navíc byla snížena potřeba možného a až příliš extenzivního rozvoje sítí, který by jinak byl potřebný pro odstranění překážek v transportech rostoucích množství časově neřiditelných dodávek elektrické energie. Význam SG tedy bude logicky vyšší tam, kde je elektrická síť spíše podinvestovaná a kde nevykazuje ani v současnosti velkou rezervu transportních kapacit. Skutečná podstata celého konceptu se tedy skrývá ve schopnosti přesného popisu toků elektrické energie ve všech místech elektrizační soustavy.
Právě výše popsané zevrubné proměřování stavu sítě v každém okamžiku si vyžádá instalaci pokročilých systémů měření, které umožní tzv. Advanced Metering Management (AMM), neboli pokročilé měření, které navíc bude schopné neustále obousměrné komunikace. Jinými slovy se bude jednat o postupné nahrazování stávajících elektroměrů za nové, schopné komunikovat a koordinovaně přizpůsobovat spotřebu. Tímto dojde k realizaci uvedeného konceptu řízení. Bližší popis tohoto procesu je pro úspěšnou a funkční implementaci SG stěžejní, ale bohužel již přesahuje rámec tohoto článku.
Již při zběžné úvaze je ovšem jasné, že takovýto koncept SG bude velmi investičně náročný. I když odhlédneme od možných způsobů financování implementace a rozvoje těchto sítí, je jasné, že finálním investorem bude spotřebitel elektrické energie. Ten se pak stává aktivním účastníkem procesu implementace těchto inteligentních technologií, a jak by mělo být v tržní společnosti samozřejmé, měl by být pro takovouto investici náležitě motivován, nikoliv být pouze pasivně přinucen legislativním prostředím. V současném liberalizovaném systému je přitom nejbližším obchodním partnerem pro spotřebitele obchodník a právě z tohoto důvodu se již nyní jeví jako nezbytné zahrnutí obchodníků s elektrickou energií do příprav zavádění SG. Tento fakt ovšem v mnohém mění dlouhodobě zavedené postupy a pravidla ve stávajícím tržním prostřední. Pojďme se proto podívat na to, jakým způsobem dopadne zavádění SG právě na obchodníky s elektrickou energií.
Důsledky zavedení SG
Skutečně reálné dopady výše popsané implementace SG na současnou energetiku jsou značné a v otevřených zdrojích pohříchu málo akcentované. V tomto článku si dovolíme vyzdvihnout pouze ty nejmarkantnější.
Obchodování s elektrickou energií
Současný obchodník mající ve svém portfoliu odběratele elektrické energie musí neustále pokrývat jejich odběrový diagram (ODD). V případě rostoucích instalací OZE na straně odběratele (tzv. „za elektroměrem“) je tento diagram spolu s jeho obchodními závazky vůči trhu zatížen další nejistotou. Ve většině případů se elektřina na pokrytí ODD zajišťuje dlouhodobými kontrakty v rámci spravovaného portfolia, tak aby bylo co nejvíce eliminováno tržní riziko otevřené pozice a zároveň je optimalizováno i z pohledu volumetrického rizika. Proměnlivá (tzv. „reziduální“) část diagramu vytváří pozici na organizovaném krátkodobém spotovém trhu. Tím jsou však vyřešeny obchodní závazky v časovém rozpětí, které předchází okamžik dodávky i o více než 24 hod. Díky zmíněným nejistotám dochází ke změně pokrytí ODD, které na straně obchodníka vyústí ve vznik odchylky, jež je v současné době řešena centrálně aktivací regulačních služeb ze systému. Momentální nedostatek přepravních kapacit a další omezující podmínky pak způsobují vysokou volatilitu cen při vypořádání odchylek a v konečném důsledku mohou vést ke značnému tržnímu riziku. Pokud se i nadále budeme držet důsledně stávajícího modelu, který předpokládá řízení a vypořádání odchylky z jednoho centrálního místa a stejnou cenu pro všechny zúčastněné subjekty v dané elektrizační soustavě, nebude možné využít všech synergií, které nám nabízí koncept zahrnující také využití SG.
AMM přitom nabídne obchodníkovy informaci o stavu decentrálních částí sítě v reálném čase, přičemž obchodník naopak může AMM poskytnout informace o okamžité lokální ceně elektrické energie. Taková cena - smart local price (SLP) pak dokáže být regulačním kritériem pro řízení spotřeby konečných zákazníků. Pro stanovení takové ceny ovšem bude nutno vytvořit lokální vyrovnávací trh s přítomností více obchodníků takovým způsobem, aby došlo ke stanovení zmiňované SLP a aby navíc nedošlo k rozporu s všeobecně přijímanou a prosazovanou doktrínou liberalizace a tržního řízení na platformě Third Party Access (TPA). Ceny by se totiž měly dle zmíněné platformy vytvářet za přítomnosti více obchodníků. AMM by v takovém případě dokonce mohlo umožnit nejen spínání spotřeby dle potřeb sítě, ale také možnost přepínání mezi různými obchodníky působícími na daném trhu.
A právě cena elektřiny, respektive metodika jejího určování se v současnosti jeví jako fatální pro pokračování konceptu SG. Právě ta totiž bude určující pro budoucí ekonomickou efektivnost celého konceptu z pohledu koncových zákazníků. Míra budoucích úspor zákazníků by totiž měla převýšit současný výdaj za výzkum, vývoj a instalaci – research, development & deployment (RD&D). V praxi bude fungovat jednoduše to, že na základě údajů okamžité výroby OZE, predikcí nejbližšího vývoje počasí, ceny elektřiny z řiditelných zdrojů a množství spotřebičů v daném okamžiku zapojených a také za podmínky omezenosti transportní kapacity lokální sítě dojde ke stanovení lokální ceny elektřiny tak, aby adekvátně došlo buďto ke zvýšení nebo ke snížení spotřeby.
Dopady Smart Grids do obchodu s elektrickou energií
Pro posouzení vlivu skutečného dopadu implementace SG se hodí případová studie hypotetické oblasti, kde dojde k implementaci uvedených smart tarifů. Tato oblast je zachycena na obrázku níže.
Preference obchodního řízení
Velmi málo řešeným aspektem je skutečnost, že řízení AMM čistě na základě potřeb sítě nemusí představovat optimální řízení z pohledu minimalizace ceny elektřiny resp. nákladů konečného spotřebitele, což může být hlavním důvodem pro ignoraci praktické realizovatelnosti implementace SG. Potřebou přenosových i distribučních soustav je rovnovážná bilance elektrické energie umožňující jejich bezporuchovou řiditelnost. Tato potřeba výsledné rovnováhy, ale nekoresponduje s potřebami obchodníků ani spotřebitelů. Aby nedocházelo k předurčení řízení SG, logickým východiskem je, aby technické potřeby přenosových a distribučních sítí stanovily pouze pomyslné mantinely pro následné tržní řízení a v rámci takto stanovených mantinelů již může bez ohrožení stability sítě probíhat „klasická, byť lokální, tržní optimalizace. Snahou by ovšem do budoucna mělo být splynutí zájmů obchodníků a distribučních soustav tak, aby cena (ať už lokální či globální) odpovídala opravdovému stavu bilance energie v sítích. Toto by do budoucna mohla umožnit páteřní akumulace, která by v případě potřeby sítí zajistila jejich alespoň krátkodobé vyrovnávání.
Lokální ceny elektřiny
Předchozí text pojednával o lokálních sítích a jím odpovídajícím lokálním cenám elektřiny. Důvodem rozpadu cen z globálních (které by platily v celé rozsáhlé oblasti, kupříkladu v celé Evropě či v celé České republice) na lokální budou právě okrajové podmínky omezenosti transportních kapacit sítí. Ty způsobí, že se ceny elektřiny budou navzájem lišit. Tržní část ceny by byla určována na lokálním vyrovnávacím trhu) a byla by určována okamžitou bilancí výroby a spotřeby v rámci lokální sítě. Dá se tudíž předpokládat, že by regulovaná část ceny alespoň zpočátku zůstala stejná z důvodu zachování rovného přístupu všech zákazníků. Výroba ze sousedních lokálních sítí či sítě páteřní by se totiž do oblasti dostala pouze omezeně. Podobná omezení se přitom již nyní projevují v globálnější míře i v páteřních sítích, kde především na hraničních profilech tuto situaci musí řešit různé systémy přidělování kapacit.
Tyto aspekty musí proto být implicitně obsaženy i v konstrukci budoucích smart tarifů. Ty se budou lišit v jednotlivých lokálních oblastech především okamžitou výší ceny, přičemž cenová mapa bude vždy odpovídat okamžitému stavu sítě. Úspěšnost predikovatelnosti cen navíc bude do určité míry dána úspěšností predikce počasí v lokálních oblastech.
V případě přebytku výroby z lokálních neřiditelných zdrojů dojde k poklesu lokální ceny elektřiny, na což obchodní systém zareaguje snížením této lokální ceny 2 na obrázku č. 2. Takové snížení bude znamenat navýšení lokální řiditelné spotřeby elektřiny (zapojení akumulačních zdrojů tepla i chladu, aktivaci myček nádobí, praček a nabíjení elektromobilů, popřípadě dobíjitelných hybridních vozů, které mohou sloužit zároveň jako decentrální akumulace). Zároveň může dojít k transportu elektřiny z lokální oblasti do ostatních oblastí prostřednictvím přetoků do páteřní sítě.
Popsaná skutečnost by dala za vznik takzvané nodalitě cen (jak byla popsána v souvislosti s SLP) za předpokladu omezených přenosových kapacit. Ceny pro celé zákaznické portfolio by se tedy velmi silně lišily a to nejen vlivem výroby velkých zdrojů, ale i vlivem odezvy lokální infrastruktury zdrojů zapojených do jednotlivých lokálních sítí. Tento dopad může být zmírněn predikcí výroby decentrálních zdrojů. Predikovatelnost by byla umožněna jednak díky přesnému zmapování portfolia spotřebitelů (viz výše) a dále také v případě přesné evidence všech decentrálních zdrojů. Lokální charakter stanovování cen elektřiny zároveň způsobí diverzifikaci portfolia obchodníků. Jednotlivá dílčí portfolia pak budou řízena nezávisle na ostatních lokálních portfoliích. Pokud v jiné lokální oblasti naopak kupříkladu vlivem zvýšené spotřeby a nízké výroby neřiditelných zdrojů dojde k výraznému navýšení ceny (cena 3 na obrázku 2), přebytková oblast s nízkou cenou 2 nemusí být schopna dodávat vlivem omezení do nedostatkové oblasti elektřinu. Proto nedojde ke sjednocení cen a lokální ceny 3 se proto zvýší. Logicky pak dojde k odpojování spotřebičů dle spotřebiteli nastavených cenových hladin.
Konkrétní inteligentní tarify a jejich využití v domácnostech
Tarify společně se systémem AMM, který bude schopen obousměrné komunikace s obchodním systémem a řízení domácích spotřebičů, dokážou motivovat časové posouvání spotřeby některých spotřebičů podle potřeb sítě respektive obchodníků. Takové řízení spotřeby je možné u těch spotřebičů, jejichž užitečný provoz nezávisí na přítomnosti uživatele. V drtivě většině můžeme tyto spotřebiče rozdělit do dvou skupin:
A) Spotřebiče kumulující energii pro pozdější vyžití. Jedná se o akumulační topení, ohřívače vody, chladničky, mrazáky, klimatizace elektromobily, dobíjitelné hybridní vozy. Je pochopitelné, že časová flexibilita činností těchto spotřebičů záleží na jejich tepelné nezávislosti na okolí. Tuto nezávislost prohlubuje především velmi dokonalá tepelná izolace.
B) Spotřebiče, jejichž chod není závislý na přítomnosti uživatelů. Do této skupiny patří pračky, myčky, sušičky. Pro chod těchto spotřebičů je nezbytná jistá minimální délka cyklu spotřeby. Z toho důvodu bude záležet i na obchodních predikcích lokální ceny elektřiny.
Na tomto místě je třeba si uvědomit, že právě úspora plateb za elektřinu představuje nejmarkantnější přínos implementace AMM pro koncového zákazníka. Toto by mělo představovat i hlavní motivaci pro zavádění SG. Vzhledem k tomu, že největší přínos pro zákazníka bude vycházet z časového posunu spotřeby v odběrném místě, bude logicky platit, že míra přínosů pro zákazníka bude tím vyšší, čím větší bude potenciál úspory - tedy časová volatilita cen elektřiny pro portfolio konečných zákazníků. Bude dále také platit, že odběratel bude mít možnost nastavit ceny, za jakých bude chtít spustit ten či onen odběr. Odběratel bude proto motivován velké odběry nastavit na nižší cenu. V tomto případě však nemusí dojít k realizaci takového požadavku z důvodu nesplnění kritéria zadané cenové úrovně.
Pro obchodníka bude mít taková situace následující dopady. Obchodníci budou motivování pro zavedení systému, který by pracoval s cenou pro konečné odběratele značně flexibilně. Takový systém bude muset komunikovat s inteligentním měřením v místě spotřeby, které zároveň poskytne obchodnímu systému informaci o připojených spotřebičích přepnutých do režimu čekání na nižší cenovou úroveň, případně získá zpětnou vazbu o důsledku vývoje ceny. Tato zpětná vazba bude pro obchodníka stěžejní především z pohledu pádu do odchylky, protože podá informaci o odezvě jeho portfolia odběratelů na pokles konečné ceny. Jeví se proto jako přínosné, aby obchodní systém daného obchodníka umožnil flexibilně předvídat odezvu jeho obchodního portfolia.
Závěrečné výzvy a témata k diskusi
Vycházíme-li z předpokladu, že AMM bude umožňovat řízení spotřeby podle potřeb stability sítě, mělo by dojít ke splynutí potřeb distribuce i obchodu. Pouze taková situace totiž umožní efektivní řízení sítí prostředky AMM. Nejzásadnější konceptuální změnou přitom je, že toto řízení bude představovat faktické zatažení spotřebitele do reálného obchodu s elektrickou energií na úrovni téměř spotového trhu. Na základě optimalizace odběru jednotlivých spotřebitelů pak bude docházet ke zvyšování spotřeby za situace přebytku v sítích (nižší cena) a naopak. Určujícím pro tyto situace pak bude, jak dodávka z velkých instalací OZE dodávajících do přenosových sítí, tak dodávky z malých decentrálních zdrojů. Jejich rostoucí podíl pak může vést k rozpadu cenové úrovně na jednotlivé lokální oblasti lišící se cenou. Taková situace je ovšem naprosto odlišná od současného modelu centrálně řízených soustav. Jinými slovy inteligentní síť budoucnosti s velkým množstvím rozptýlených OZE a se stále rostoucí místní spotřebou bez rozsáhlých investic na rozšíření sítí bude představovat neuralgickou síť s mnoha inteligentními jádry menšího významu majícími odlišné bilance, odlišnou cenovou úroveň i odlišné odezvy, ať už na změny v energetické síti či na změny počasí. Uvedená skutečnost bude představovat největší strategickou změnu v energetických soustavách za poslední desetiletí.
Zmiňovaná skutečnost rozpadu cen si dle autorů tohoto článku vyžádá nutnost zavedení zcela nového konceptu Local Third Party Access (LTPA). Pouze nový koncept lokálního působení většího počtu obchodníků totiž umožní zavedení SG v souladu s přijímaným konceptem TPA.
Popsaný koncept SG nelze dále spatřovat jako konečné stádium vývoje z pohledu dodávek energií koncovým uživatelům, protože neobsahuje konkurenci mezi různými médii – nositeli energie. Implicitně však obsahuje možnost jeho zavedení. Je jistě možné si představit, že by se ke stávajícím spotřebičům a decentrálním OZE mohly přidat malé kogenerační jednotky využívající dodávek plynu. Do popsaného konceptu LTPA by tyto vstoupily jako závěrný zdroj elektrické energie. Za známé ceny plynu by totiž systémy AMM dokázaly dopočítat náklady na výrobu elektřiny v decentrální kogenerační jednotce, která by navíc vyráběla také teplo. V takovém případě by se jednalo již o Multi Smart Grid (MSG).
Uvedené výzvy představují úkoly, které jsou velmi nesprávně opomíjeny doposud vedenou veřejnou diskusí i vědeckou prací mnoha renomovaných západních univerzit. Jedná se proto o možné pole působnosti drobných útvarů a týmů zkoumajících předpokládané důsledky moderních trendů energetiky nazývaných také často jako čisté technologie.
