Decentralizovaná energetika

Současným trendem energetiky je proto snaha doplňovat systémové zdroje o menší výrobny elektřiny a tím do určité míry decentralizovat výrobu energie. Alespoň částečné pokrytí spotřeby místní efektivní výrobou elektřiny povede k odlehčení velké energetiky a ke změně vnímání doposud minoritních energetických zdrojů. Samozřejmě v nich budou velkou mírou zastoupeny obnovitelné zdroje (vodní, větrné a fotovoltaické elektrárny), které jsou díky technologickému pokroku a následnému snižování potřebných investic stále více konkurenceschopné.

Stabilní místo v decentralizované energetice budou mít podnikové elektrárny, teplárny a kogenerační jednotky, ale i různé miniaturní zdroje instalované u koncových zákazníků. Soukromý odběratel se stane aktivním spoluvýrobcem elektrické energie. Energetická síť přestane být jednosměrná od velkých elektráren ke spotřebičům a stane se obousměrným spojovacím článkem vyrovnávajícím aktuální stav mezi výrobou a spotřebou.

Větší množství decentralizovaných zdrojů znamená větší úroveň spolehlivosti výroby elektřiny. Výpadek jednoho z mnoha menších zdrojů lze totiž snadněji nahradit, než výpadek velké systémové elektrárny dodávající do sítě 5 až 10 % celkového aktuálního výkonu. Důležitým aspektem při budování decentralizované energetiky je i skladba energetického mixu. Není vhodné z hlediska bezpečnosti dodávek elektřiny záviset na jednom typu zdroje. Pokud by totiž byla státní energetika založena jen na velkém množství například kogeneračních plynových jednotek, razantní zvýšení ceny plynu nebo jeho nedostatek na trhu by mohly významně ovlivnit fungování energetické soustavy a soběstačnost v zásobování energií. Proto je podle energetické koncepce v energetickém mixu stále zachováván určitý poměr uhelných, jaderných a plynových elektráren a k nim se přidává stále se zvětšující podíl obnovitelných zdrojů.

Změní se pravděpodobně i způsob provozování elektrických sítí. Namísto paprskových sítí budou provozovány sítě mřížové a okružní, vznikne inteligentní distribuční síť s vhodně umístěnými řídícími, ochrannými a spínacími prvky, které svou součinností umožní optimální provoz sítě a v případě poruch zajistí rychlé vymezení poruch a přepojení distribuční sítě tak, aby bylo zajištěno napájení co největšího počtu zákazníků.

Co se týče ekologických dopadů budoucího rozvoje energetiky, lze konstatovat, že směřování k výraznému zastoupení obnovitelných zdrojů by nejvýrazněji omezilo emise škodlivin a skleníkových plynů do atmosféry. Setrvání u fosilní energetiky, zejména s využitím plynových elektráren, by přineslo menší snížení emisí, ale zároveň by zajistilo bezpečnější fungování elektroenergetické soustavy a nejvyšší disponibilitu záložních a regulačních výkonů.

Při prosazení větší míry intermitentních výrobních zdrojů přirozeně vzroste potřeba akumulace energie v rámci dne i v rámci ročních období, aby byla zachována potřebná stabilita a spolehlivost soustavy. Akumulační kapacity budou realizovány především bateriovými systémy na napěťových hladinách nízkého, vysokého a velmi vysokého napětí, v dlouhodobém horizontu se zřejmě prosadí i systémy Power to Gas nebo Power to Liquid. Vysoké investice do distribučních sítí by ale byly vyváženy nižšími investicemi do sítí přenosových a snížením přenosových ztrát. Změna měrných nákladů na přenos a distribuci by si pravděpodobně vyžádala i celkovou úpravu struktury plateb za dodávku elektřiny.

Rozvoj energetiky s výrazným zastoupením plynových zdrojů (v případě decentralizované energetiky především využíváním malé kogenerace a mikrokogenerace) by v příštích desetiletích znamenal nárůst spotřeby plynu. Na druhou stranu by se z důvodu zavádění opatření k energetické účinnosti snížila jeho spotřeba pro vytápění a díky vyššímu využití plynárenské soustavy by se snížily měrné náklady na jeho přepravu a distribuci.

Užitečným trendem v prosazování malých zdrojů v energetickém portfoliu může být jejich provozování v rámci virtuální elektrárny. Virtuální elektrárnou je vlastně skupina propojených decentralizovaných zdrojů energie, které mohou být fyzicky od sebe značně vzdálené, ale které z pohledu energetické sítě vystupují jako jeden celek. Výkon virtuální elektrárny je dán součtem instalovaných výkonů jednotlivých zdrojů a i v případě relativně malých jednotek může celkový výkon dosahovat ke stovkám MW, co je například výkon středně velkého uhelného bloku.

Z hlediska typu zdroje nemají virtuální elektrárny striktní omezení, mohou je tvořit větrné, fotovoltaické nebo malé vodní elektrárny, častými zdroji jsou také různé kogenerační a mikrokogenerační jednotky. Součástí virtuální elektrárny mohou být dokonce různá úložiště energie, ovladatelné zátěže a v budoucnu třeba bateriové systémy elektromobilů komunikujících s rozvodnou sítí. Klíčovou roli budou hrát virtuální elektrárny v koncepci chytrých sítí.

Charakteristickým znakem virtuálních elektráren je řízení zdrojů, které ji tvoří, prostřednictvím společného řídicího systému, optimalizujícího a regulujícího společnou výrobu elektřiny v čase a místě podle potřeb energetické sítě. Virtuální elektrárna by měla být praktickou obdobou klasické elektrárny, ale využíváním výhod decentralizované výroby elektřiny je její provoz podstatně stabilnější, bezpečnější a také efektivnější při zabezpečování zásobování energií. Řídicí systém virtuální elektrárny využívá k zajištění svého chodu aktuální data energetické poptávky, měnící se ceny elektřiny, technologická omezení některých zdrojů a při zastoupení obnovitelných zdrojů také předpovědi počasí na nejbližší období. Vyhodnocením těchto dat vzniká provozní harmonogram řízení zdrojů s důrazem na minimalizaci nákladů na výrobu elektřiny při zajištění stabilních dodávek do sítě. Sdružení malých zdrojů do jediné virtuální elektrárny podstatně zvyšuje šanci na dobrou obchodovatelnost vyrobené energie na energetickém trhu.

Přechodem k decentralizovanému způsobu výroby elektřiny a vznikem virtuálních elektráren, jako agregátorů většího množství výrobních a spotřebních jednotek, se mění i léty prověřený trh s podpůrnými službami. Objevují se první vlaštovky certifikace virtuálních elektráren pro poskytování těchto služeb na podobné úrovni, jakou poskytují klasické výrobní zdroje. Přitom jednotlivý malý výrobce elektřiny by takovou možnost určitě neměl. Spojení a výroba v rámci virtuální elektrárny umožňuje optimalizovat zdroje tak, aby splňovaly požadavky kladené na podpůrné služby.

Ve světě se objevují první projekty virtuálních elektráren (například v Jižní Austrálii, Itálii nebo v Japonsku), založených výhradně na domácích fotovoltaických elektrárnách spojených s bateriovými úložišti elektrické energie. Umožňuje to stále zlevňující technologie jak fotovoltaických panelů, tak i baterií. Desítky tisíc domácností si budou samy vyrábět elektřinu a přebytky ukládat do baterií propojených v síti. Na efektivní využívání uskladněné energie bude dohlížet speciální software. Očekávaná úspora výdajů na energie se pohybuje na úrovni 30 % a návratnost vstupní investice na instalaci zdroje a zapojení do virtuální elektrárny je odhadována na 5 let.

Virtuální elektrárny mohou být užitečné i v případě větších průmyslových firem. Instalace vlastních zdrojů elektřiny spojených s bateriovým úložištěm jim pomůže vytvořit záložní systém, pokrývající krátkodobé výpadky napájení. Zvlášť důležité je to u nepřetržitě pracujících výrobních linek, kde každé zastavení znamená nezanedbatelné ztráty. Baterie pomohou plně překlenout výpadek trvající třeba jen zlomek sekundy, u delších intervalů bez proudu umožní dojezd linek do bezpečného stavu, z kterého je možné následné bezproblémové rozjetí. Větší baterie v průmyslových podnicích mohou v budoucnu pomáhat s vykrytím odběrových špiček a snížit tak hodnotu rezervovaného výkonu od distributora.

Vstup průmyslových firem do virtuální elektrárny s možností částečné regulace jejich zdrojů a regulací jejich spotřeby může vytvořit regulační výkon v řádu stovek megawattů. Výhody tohoto spojení lze spatřit na straně distribuce v podílu na stabilizaci sítě i na straně jednotlivých podniků, participujících na zisku z prodeje regulační energie, prodávané na vnitrodenním trhu s elektřinou. A to vše bez rizika vzniku jakékoliv škody spojené s procesem regulace.

Specifickou virtuální elektrárnou v rámci České republiky je sdružení 129 kogeneračních jednotek provozovaných společností ČEZ Energo. Jednotky jsou instalovány v teplárnách, průmyslových podnicích, v obcích v rámci CZT, ale i v hotelích, nemocnicích nebo školách prakticky ve všech krajích. Jsou řízeny z jednoho centrálního dispečinku a představují zdroj elektrické energie o celkovém výkonu přes 100 MW. Výhoda spojení všech kogeneračních jednotek do virtuální elektrárny spočívá ve výhodnější ceně nakupovaného plynu (sleva díky většímu objemu) a vyšší prodejní ceně vyrobené elektřiny, než na jakou by dosáhli provozovatelé samostatných kogeneračních jednotek.

Nové pojetí energetiky zároveň klade důraz na energetické úspory, podporuje zavádění informačních technologií a automatizaci procesů a energetických řešení. Aktivně pracuje s řízením spotřebičů (demand side response – DSR), jako s efektivním nástrojem dynamicky se měnící energetické rovnováhy v síti. Finančním odměňováním za aktuálně nespotřebovanou elektřinu nebo naopak za zvýšení spotřeby mimo špičku ovlivňuje energetické chování spotřebitelů. Interakce s DSR probíhá nejčastěji skrze přednastavenou automatiku, může do ní vstupovat samotný zákazník nebo určitý agregátor a v případě jakéhokoliv ohrožení distribuční soustavy mohou být spotřebiče řízeny přímo provozovatelem soustavy.

Nová energetika získává pomocí smart meteringu data z domácích zdrojů energie. Vyšší míra decentralizace zdrojů a jejich efektivní řízení v rámci sítě je podmíněno sběrem, digitalizací, propojením a vyhodnocováním velkého množství energetických dat.

Změna energetické koncepce a portfolia zdrojů sice zachová původní principy přenosu a distribuce elektřiny, ale začne klást zvýšené nároky na způsob predikce výroby a spotřeby a tím pádem na bezpečné a spolehlivé řízení decentralizované energetiky. Bude stále obtížnější přesně odhadnout očekávaný průběh spotřeby elektřiny a zatížení sítě. Nerovnoměrnost výroby si vyžádá daleko vyšší využívání akumulačních systémů – krátkodobých v rámci hodin až jednoho dne a možná i dlouhodobějších v rámci ročních období, kdy se například nadvýroba v létě uloží na spotřebu v zimě.

Z krátkodobých systémů akumulace se budou kromě dominantní technologie přečerpávacích vodních elektráren operativně stále častěji využívat bateriová úložiště na všech napěťových úrovních distribuce. Netradičním prvkem akumulace se také mohou stát baterie početné flotily elektrických aut. Systém Vehicle-to-grid (V2G) umožní automobilům aktuálně připojeným do elektrické sítě regulovat podle potřeby výkon nabíjení nebo vracet potřebnou elektřinu z baterií zpět do sítě. Služba poskytování vozového parku pro zajištění dynamického vyrovnávání zatížení sítě bude náležitě finančně ohodnocena. Rostoucí počet elektromobilů dává dobrý předpoklad, že by systém V2G mohl umožnit posunutí výroby obnovitelných zdrojů v čase – nabití baterií elektroaut v období, kdy například fouká vítr a dodávkou této energie do sítě během jejího vysokého zatížení.

Z dlouhodobých systémů akumulace budou nabývat na důležitosti různé přeměny elektrické energie na jiné formy lépe skladovatelných látek a energií, jako například vodík, syntetický plyn nebo stlačený vzduch.

Nástupem decentralizovaných zdrojů a snahou o jejich optimální řízení bude narůstat komplexnost řešených úloh a bude docházet k nezbytné spolupráci mezi provozovateli přenosové a distribučních soustav. Základem predikčních a optimalizačních algoritmů bude rozvinutý analytický aparát zpracovávající technická a provozní data aktuální, ale i historické výroby a spotřeby elektřiny.

Řízení soustavy bude dále podpořeno vhodnými nástroji simulace a modelování budoucích stavů současně s vyhodnocováním dynamiky jednotlivých zdrojů a souvisejících rizik. Měnící se podmínky řízení a provozování elektrizační sítě dají v budoucnu pravděpodobně podnět pro vznik nových výpočetních a optimalizačních nástrojů pro udržení vyrovnané výkonové bilance a stability celé energetické soustavy a pro bezpečné využití výkonové flexibility spojené s integrací nových technologií a tržních subjektů.

Osnovnou linií aktivních inteligentních distribučních sítí se stane komunikace mezi jednotlivými komponenty energetické soustavy a jejich propojení na silové i informační úrovni. Paralelně s energetickou sítí bude probíhat komunikační infrastruktura. Realizace takové sítě si vyžádá mnoho úsilí v oblasti rozvoje řídicí techniky s prvky síťové inteligence a automatizace. Automatizační technologie primárně již začleněné do decentralizovaných systémů pomůžou zvládat řízení distribučních sítí a za určitých technických i legislativních podmínek i řízení inteligentních ostrovních provozů.

Na výzkum a testování chytrých distribučních sítí, akumulaci a integraci systémových technologií v prostředí zvyšujícího se podílu obnovitelných zdrojů energie je zaměřeno i několik evropských projektů podporovaných z rámcových programů EU. Jedním z nich je projekt InterFLEX, jehož cílem je zvýšení možností připojování decentrálních výroben a lepší integrace dobíjecích stanic pro elektromobily do distribuční soustavy. V projektu je zapojeno pět evropských provozovatelů distribučních soustav a společnost ČEZ Distribuce vystupuje v roli vedoucího jednoho demonstračního projektu (Demo2). Kromě toho zajišťuje technickou koordinaci celého projektu.

V rámci vlastních inovativních programů řeší ČEZ Distribuce problematiku začlenění decentrálních zdrojů do regulace napětí pomocí dodávky nebo odběru jalového výkonu na vysokém a nízkém napětí distribuční soustavy. Na úrovni VN probíhá testování na kogenerační jednotce o výkonu 1,6 MW ve Vrchlabí. Na úrovni NN jsou testovány nové možnosti regulace jalového výkonu u střídačů fotovoltaických elektráren.