Shrnutí a záv ry studie - Ministerstvo průmyslu a obchodu · 2016-09-21 · Stručná studie VtE 7/24 Zbývající společnosti, PRE, a.s., a STE, a.s., uvedly, že na jejich území

VVVllliiivvv vvvěěětttrrrnnnýýýccchhh eeellleeekkktttrrrááárrreeennn nnnaaa eeellleeekkktttrrriiizzzaaačččnnnííí sssooouuussstttaaavvvuuu ČČČRRR

Shrnutí a závěry studie

Duben 2005

EUROENERGY, SPOL. S R.O. ŠVÉDSKÁ 22, 150 00 PRAGUE 5

CZECH REPUBLIC TEL.: 257 116 111 FAX : 257 310 589

WWW.EUROENERGY.CZ

Stručná studie VtE 2/24

SEZNAM ZKRATEK ČEPS ...............................................................................................................Česká přenosová, a.s.

DS..................................................................................................................... Distribuční soustava

ERÚ........................................................................................................Energetický regulační úřad

GWh .........................................................................................................................Gigawatthodina

MW.................................................................................................................................... Megawatt

MWh....................................................................................................................... Megawatthodina

NUTS ..................... územní jednotka pro statistické a analytické potřeby EU (region soudržnosti)

NN ................................................................................................................ Nízké napětí (do 1 kV)

OTE .................................................................................................. Operátor trhu s elektřinou, a.s.

OZE .................................................................................................................... Obnovitelné zdroje

PDS..............................................................................................Provozovatel distribuční soustavy

PpS .........................Podpůrná služba pro přenosovou soustavu poskytovaná vybranými zdroji ES

PPS ...............................................................................................Provozovatel přenosové soustavy

PS .......................................................................................................................Přenosová soustava

REAS...................................................................Rozvodná elektroenergetická akciová společnost

TWh.........................................................................................................................Terrawatthodina

VN ..............................................................................................Vysoké napětí (od 1 kV do 52 kV)

VtE ........................................................................................................................ Větrná elektrárna

VVN .............................................................................................Velmi vysoké napětí (nad 52 kV)


OBSAH 1. ÚVOD .......................................................................................................................................... 5

2. SOUČASNÝ STAV - VÝCHODISKA ................................................................................................ 5 2.1. VÝROBA ELEKTŘINY VE VĚTRNÝCH ELEKTRÁRNÁCH......................................................... 6

2.2. PROVOZOVANÉ A PŘIPRAVOVANÉ VĚTRNÉ ELEKTRÁRNY V ČR.......................................... 6

2.2.1. PROVOZOVANÉ VĚTRNÉ ELEKTRÁRNY........................................................................... 7

2.2.2. PŘIPRAVOVANÉ VĚTRNÉ ELEKTRÁRNY.......................................................................... 7

2.3. PODPORA VTE V OBLASTI PROVOZU .................................................................................. 8

3. SCÉNÁŘE ROZVOJE VÝROBY ELEKTŘINY Z VĚTRNÝCH ELEKTRÁREN ................................... 10

4. NÁKLADY NA PŘIPOJENÍ VTE A VYVOLANÉ INVESTICE.......................................................... 13 4.1. NÁKLADY NA PŘIPOJENÍ VTE........................................................................................... 13

4.2. VYVOLANÉ INVESTICE NA POSILOVÁNÍ RESP. ROZŠIŘOVÁNÍ SÍTÍ ...................................... 13

4.3. ZHODNOCENÍ VYVOLANÝCH INVESTIC ............................................................................. 14

5. VYVOLANÉ INVESTICE NA VYŠŠÍ VÝKONOVÉ ZÁLOHY............................................................ 14

6. DOPADY NA VELIKOST ZTRÁT A NÁKLADŮ NA ZTRÁTY .......................................................... 15

7. VLIVY NA VELIKOST OBCHODOVATELNÉ KAPACITY NA MEZINÁRODNÍCH PROPOJENÍCH .... 16

8. DOPADY NA OBCHODOVÁNÍ SE SILOVOU ELEKTŘINOU........................................................... 16 8.1. DOPADY NA VELIKOST ODCHYLEK ................................................................................... 16

8.2. DOPADY NA FINANČNÍ OHODNOCENÍ ODCHYLEK ............................................................. 16

8.3. PROBLÉMY S PŘEVZETÍM ODPOVĚDNOSTI ZA ODCHYLKY................................................. 17

9. EKONOMIKA VTE .................................................................................................................... 17

10. DOPAD NA CENY PRO KONEČNÉ SPOTŘEBITELE ................................................................... 17 10.1. NÁKLADY NA VÝKUP ELEKTŘINY Z VTE .......................................................................... 18

10.2. OSTATNÍ NÁKLADY .......................................................................................................... 20

10.3. CENOVÉ DOPADY ............................................................................................................. 20

11. NĚKTERÉ OTEVŘENÉ PROBLÉMY NA ZÁVĚR......................................................................... 23


SEZNAM TABULEK TABULKA 1. VĚTRNÉ ELEKTRÁRNY V LETECH 2001 – 2003 PODLE REAS.........................................7 TABULKA 2. VĚTRNÉ ELEKTRÁRNY V LETECH 2001 – 2003 PODLE ERÚ...........................................7 TABULKA 3. INSTALOVANÉ VÝKONY PŘIPRAVOVANÝCH VTE PRO OBDOBÍ 2005-2010 .....................8 TABULKA 4. OČEKÁVANÉ PŘÍRŮSTKY INSTALOVANÉHO VÝKONU VTE V LETECH 2004-2010.........10 TABULKA 5. INSTALOVANÝ VÝKON VTE PODLE JEDNOTLIVÝCH SCÉNÁŘŮ......................................12 TABULKA 6. VÝROBA ELEKTŘINY VE VTE PODLE JEDNOTLIVÝCH SCÉNÁŘŮ – VYUŽITÍ 15%...........12 TABULKA 7. VÝROBA ELEKTŘINY VE VTE PODLE JEDNOTLIVÝCH SCÉNÁŘŮ – VYUŽITÍ 20%...........12 TABULKA 8. PŘEHLED INVESTIČNÍCH NÁKLADŮ NA PŘIPOJENÍ VTE K UZLŮM DS REAS DO 2010 ..13 TABULKA 9. VYVOLANÉ INVESTICE V DISTRIBUČNÍCH SÍTÍCH .........................................................14 TABULKA 10. CELKOVÉ VYVOLANÉ INVESTICE V SÍŤOVÉM SYSTÉMU PŘI PŘIPOJENÍ VTE..................14 TABULKA 11. NÁKUP VÝKONU PRO SEKUNDÁRNÍ REGULACI V ROCE 2010........................................15 TABULKA 12. NÁKUP VÝKONU PRO DISPEČERSKOU ZÁLOHU V ROCE 2010........................................15 TABULKA 13. PARAMETRY MODELU PRO VÝPOČET VÝKUPNÍ CENY ELEKTŘINY Z VTE......................18 TABULKA 14. MODEL PRO VÝPOČET VÝKUPNÍ CENY ELEKTŘINY Z VTE............................................19 TABULKA 15. VÝKUPNÍ CENY ELEKTŘINY Z VTE ..............................................................................19 TABULKA 16. NÁKLADY NA POSÍLENÍ SÍTÍ .........................................................................................20 TABULKA 17. NÁKLADY NA POŘÍZENÍ REGULAČNÍ ENERGIE ..............................................................20 TABULKA 18. VSTUPNÍ PARAMETRY MODELU CENOVÝCH DOPADŮ ...................................................21 TABULKA 19. MODEL CENOVÝCH DOPADŮ ........................................................................................21 TABULKA 20. CENOVÉ DOPADY NA CENU ELEKTŘINY........................................................................21 TABULKA 21. PLATBY ZA DOPRAVU ELEKTŘINY................................................................................22 TABULKA 22. RELATIVNÍ DOPADY NA PLATBY ZA DOPRAVU ELEKTŘINY ...........................................23


1. ÚVOD Tato zpráva obsahuje shrnutí a závěry rozsáhlejší studie se stejným názvem, která byla zpracována v listopadu 2004 na základě smlouvy o dílo mezi Euroenergy, s.r.o., jako zpracovatelem a objednateli, kteří představují nejvýznamnější hráče na české energetickém trhu, a kterými jsou:

Ministerstvo průmyslu a obchodu ČR Česká energetická agentura České sdružení rozvodných energetických společností ČEPS, a. s. ČEZ, a. s. Operátor trhu s elektřinou, a.s.

Studie byla podrobena oponentnímu řízení, které proběhlo 24.listopadu 2004.

2. SOUČASNÝ STAV - VÝCHODISKA Stejně jako v celé Evropě i v České republice sílí tlaky na vyšší využívání obnovitelných zdrojů energie obecně a energie větru zvláště.

Využívání energie větru sebou přináší celou řadu problémů, souvisejících s jeho fyzikální podstatou. Nepravidelnost, nahodilost a špatná predikovatelnost síly a směru větru způsobují, že zařízení, určená k využívání jeho energie, jsou schopna pracovat pouze nevelkou část roku (v našich podmínkách cca 10 – 20%). Nedokonalé využívání vybudovaných kapacit vede jednak k ekonomickým ztrátám v samotné výrobně a jednak k problémům s regulací v elektrizační soustavě.

Zatímco ekonomické problémy (vysoké náklady na výrobu jednotky elektřiny z důvodů nízkého využití instalovaných zařízení) se řeší formou státní podpory obnovitelných zdrojů (provozovatelé distribučních soustav povinně vykupují takto vyrobenou elektřinu za stanovenou minimální cenu, ale tyto vícenáklady si započítávají do regulovaných nákladů za použití sítí), technické problémy s regulací soustavy v přítomnosti rychle fluktuujících větrných zdrojů musí řešit provozovatel přenosové soustavy systémem točivých rezerv, záložních a rychle startujících zdrojů.

Jak distribuční soustavy, ke kterým jsou větrné elektrárny nejčastěji připojeny, tak i přenosová soustava musí řešit dopady, které sebou rozvoj větrné energeticky přináší a především v budoucnosti bude přinášet. Ne všechny tyto dopady jsou identifikované a vyčíslené, ne všechny jsou internalizovány do nákladů a posléze i do cen elektrické energie pro konečné uživatele.

Mnoho již bylo napsáno o vlivu větrných elektráren na životní prostředí, ráz krajiny, různé ekosystémy, apod. Málo bylo napsáno o dopadech větrných elektráren na elektrizační soustavu ČR.

Cílem studie bylo popsat a pokud možno i kvantifikovat komplexní dopady výroby elektřiny z energie větru na elektrizační soustavu:

• náklady na připojení větrných elektráren k distribučním sítím • vyvolané investice na posilování a rozšiřování sítí • náklady na nutné výkonové zálohy • objem a struktura podpůrných služeb


• velikost ztrát a související náklady • velikost obchodovatelné přenosové kapacity na mezinárodních propojeních • obchodování se silovou elektřinou

Jako pracovní nástroj byla zvolena metoda scénářů. Na základě informací o provozovaných a připravovaných větrných elektrárnách byly zpracovány tři scénáře možného budoucího rozvoje větrných elektráren v ČR.

Pro jednotlivé scénáře se podařilo kvantifikovat následující dopady

• náklady na připojení větrných elektráren k distribučním sítím • vyvolané investice na posilování a rozšiřování sítí • náklady na nutné výkonové zálohy • dopady na objem a strukturu podpůrných služeb

Ostatní dopady se kvantifikovat nepodařilo, a to buď proto, že jejich kvantifikace byla příliš obtížná a nebylo možno ji provést v rámci zpracovávané studie, nebo proto, že taková kvantifikace s rozumnou mírou věrohodnosti prostě není možná. V obou případech byla provedena verbální analýza těchto dopadů

2.1. VÝROBA ELEKTŘINY VE VĚTRNÝCH ELEKTRÁRNÁCH Podle údajů REAS bylo v roce 2003 vyrobeno větrnými elektrárnami na území ČR téměř 5 GWh elektrické energie. Rozdíl ve vykazování výroby elektřiny ve větrných elektrárnách mezi oficiální energetickou bilancí (ERÚ) a údaji REAS je z hlediska bilanční statistiky zanedbatelný. Množství vyrobené elektrické energie je zatím malé, očekává se ale prudký nárůst nových instalací a vyrobené elektřiny.

Dosavadní poměrně nízká výroba elektřiny z větrné energie je soustředěna do oblastí Ústeckého (Krušné hory) a Olomouckého kraje (Jeseníky)

2.2. PROVOZOVANÉ A PŘIPRAVOVANÉ VĚTRNÉ ELEKTRÁRNY V ČR Patrně nejlepším zdrojem informací o provozovaných a připravovaných VtE jsou provozovatelé distribučních soustav. Podle platné legislativy jsou povinny (pokud je to technicky možné) vykupovat vyrobenou elektřinu z OZE za ceny stanovené Energetickým regulačním úřadem a mají k tomuto účelu k dispozici vybudované informační systémy. Distribuční společnosti rovněž evidují připravované projekty větrných elektráren a jsou prvním místem, kam se obvykle investoři projektů obracejí s dotazy na možnosti připojení a další smluvní podmínky.

Tabulky, které jsou uvedeny v této kapitole, vycházejí z údajů, poskytnutých jednotlivými distribučními společnostmi na základě požadavků zpracovatelů studie.

Jednalo se celkem o šest společností:

• Jihočeská energetika, a.s. • Jihomoravská energetika, a.s. • Severočeská energetika, a.s. • Severomoravská energetika, a.s. • Východočeská energetika, a.s. • Západočeská energetika, a.s.


Zbývající společnosti, PRE, a.s., a STE, a.s., uvedly, že na jejich území nejsou dosud provozovány větrné elektrárny a neevidují žádné požadavky na jejich výstavbu.

2.2.1. PROVOZOVANÉ VĚTRNÉ ELEKTRÁRNY V ČR je v současné době v provozu 25 velkých a větších větrných turbin (do kategorie ostatní jsou zařazeny elektrárny s instalovaným výkonem do 40 kW). Podle evidence distribučních společností činí k začátku září 2004 instalovaný výkon větrných elektráren na území ČR 11,6 MW. Do tohoto údaje již nejsou započteny elektrárny Nová Ves v Horách (320 kW) a Mladoňov (315 kW), které byly odstaveny z provozu ve sledovaném období 2001 – 2004.

Nárůst instalovaného výkonu VtE v období 2001 – 2003 na základě údajů REAS je uveden v Tabulce 1.

Tabulka 1. Větrné elektrárny v letech 2001 – 2003 podle REAS

Instalovaná kapacita [MW] Výroba elektřiny [GWh] REAS 2001 2002 2003 2001 2002 2003

JČE JME 0,375 0,475 0,475 0,123 0,146 0,326 SČE 0,320 0,320 2,700 0,039 2,194 SME 4,705 4,705 4,418 0,287 2,352 2,374 VČE 1,600 1,600 1,600 0,038 ZČE 0,315 0,315 0,056

ČR celkem 7,000 7,415 9,508 0,410 2,537 4,988 Zdroj: Vlastní výpočet

V Tabulce 2 jsou uvedeny obdobné údaje jako v Tabulce 1, ale tentokrát získané ze statistik ERÚ. Z tabulky je zřejmé, že dochází k postupnému sbližování a slaďování součtových údajů s informacemi poskytnutými REAS.

Tabulka 2. Větrné elektrárny v letech 2001 – 2003 podle ERÚ

Instalovaná kapacita [MW] Výroba elektřiny [GWh] Region 2001 2002 2003 2001 2002 2003

Jihozápad Severozápad 0,700 2,200 0,500 Severovýchod 2,800 0,900 Jihovýchod 0,100 Střední Morava 1,200 4,700 4,900 0,200 1,600 2,500 Ostravsko

ČR celkem 1,200 5,400 9,900 0,200 1,600 4,000 Zdroj: ERÚ ERÚ člení tyto údaje podle uspořádání NUTS a nelze tedy údaje v jednotlivých řádcích obou tabulek bezprostředně srovnávat.

2.2.2. PŘIPRAVOVANÉ VĚTRNÉ ELEKTRÁRNY Celkový instalovaný výkon VtE, které by podle představ a požadavků investorů, evidovaných jednotlivými REAS na počátku září 2004, měly být do roku 2010 připojeny k soustavě,


převyšuje 2 800 MW. Z toho asi 300 MW představují tzv. duplicitní projekty, tj. projekty, které soutěží o jednu lokalitu. Jedná se samozřejmě o požadavky v různém stupni reálnosti z hlediska stavu rozpracovanosti projektu, časového určení, projednání s relevantními orgány státní/místní správy a připojitelnosti k rozvodné/přenosové síti. Nelze tedy ani zdaleka očekávat, že všechny nebo alespoň převážná většina těchto projektů bude opravdu realizována.

Názory a stanoviska investorů na vhodnost investic do větrné energetiky v ČR se budou měnit nejen v závislosti na způsobu a velkorysosti, kterou bude stát podporovat využívání těchto obnovitelných zdrojů, ale i v závislosti na čase. Podle současné legislativy totiž výrobci hradí veškeré náklady spojené s připojením výrobny k elektrizační síti i náklady, které souvisejí s vynuceným posílením síťových kapacit. V budoucnosti lze očekávat, že podmínky připojení se budou zhoršovat, tj. připojení dalších a dalších výroben může být čím dál tím dražší záležitostí. Již v současné době označují provozovatelé distribučních soustav za obtížně realizovatelné projekty s celkovým instalovaným výkonem cca 1 500 MW.

V následující Tabulce 3 jsou uvedeny informace o instalovaných kapacitách připravovaných VtE, získané od jednotlivých REAS. V druhém sloupci tabulky jsou uvedeny celkové požadavky investorů na připojení VtE k DS tak, jak je evidovaly jednotlivé REAS koncem roku 2004. Ve třetím sloupci jsou uvedeny tzv. duplicitní projekty, tj. projekty, které soutěží o jednu lokalitu. Ve čtvrtém sloupci jsou uvedeny záměry výstavby VtE, které REAS označují jako obtížně realizovatelné. V pátém a šestém sloupci jsou uvedeny připracované VtE, které jsou již ve stadiu výstavby nebo projektové případy.

Tabulka 3. Instalované výkony připravovaných VtE pro období 2005-2010 [MW]

Stav projektu REAS Celkové

požadavky Duplicitní požadavky

Obtížně realizovatelné Výstavba Projekt. příprava

SČE 926,4 779,6 5,1 138,8

JME 673,4 21,0 205,1 5,6

SME 841,9 271,0 405,0 0,8* 1,7

VČE 219,3 158,1

ZČE 152,3 1,8*

JČE 14,5

Celkem 2 827,8 292,0 1 547,8 7,7 146,1 Pozn.: * označuje projekty, které měly být dokončeny do konce roku 2004 (projekt Nový Kostel –Čižebná (ZČE) a projekty Mladoňov a Kyžlířov-Potštát(SME)). Při zpracování scénářů jsou tyto projekty započteny do roku 2004

2.3. PODPORA VTE V OBLASTI PROVOZU Podpora výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů bude v ČR upravena zvláštním zákonem, který se v současné době blíží ke konci legislativního procesu. Vládní návrh Zákona o podpoře výroby elektřiny obnovitelných zdrojů energie byl předložen k projednání do Poslanecké sněmovny dne 13.11.2003. Dne 23.2.2005 byl zákon Poslaneckou sněmovnou schválen a dne 7.3.2005 byl postoupen k projednání do Senátu. Dne 31.3.2005 byl zákon i Senátem schválen.

Provozovatel přenosové soustavy nebo provozovatelé distribučních soustav jsou povinni přednostně připojit zařízení, vyrábějící elektřinu obnovitelných zdrojů, pokud o to výrobce požádá a pokud jeho zařízení splňuje stanovené podmínky připojení. Povinnost připojit zařízení přitom vzniká provozovateli té distribuční soustavy, kde jsou náklady na připojení nejnižší.


Výrobce elektřiny z obnovitelných zdrojů má právo si vybrat, zda

• svoji elektřinu nabídne k výkupu

• zda za ni bude požadovat tzv. zelený bonus.

Pokud se výrobce rozhodne nabídnout elektřinu k výkupu je příslušný provozovatel distribuční soustavy nebo provozovatel přenosové soustavy povinen veškerou vyrobenou elektřinu vykoupit. Součástí této povinnosti je i převzetí odpovědnosti za odchylku.

Protože provozovatelé distribučních soustav a provozovatel přenosové soustavy nemohou od 1.1.2006 vlastnit současně s licencí na distribuci či přenos elektřiny i licenci na obchod s elektřinou, nemohou vykoupenou elektřinu dále prodávat a jsou nuceni ji využívat pouze na krytí ztrát v provozovaných soustavách. V případě, že okamžitý výkon povinně vykupované elektřiny přesáhne objem potřebný na krytí ztrát, je tento přesah hodnocen jako odchylka. Tuto odchylku mohou provozovatelé distribučních soustav a provozovatel přenosové soustavy přenést na jiný subjekt zúčtování.

Náklady spojené s odchylkou jsou uznatelnými náklady provozovatelů distribučních soustav a provozovatele přenosové soustavy pro výpočet regulovaných cen za distribuci a přenos a subjekt zúčtování má právo vyúčtovat tyto náklady provozovatelům distribučních soustav nebo provozovateli přenosové soustavy.

Pokud výrobce elektřiny z obnovitelných zdrojů nenabídl vyrobenou elektřinu k povinnému výkupu a prodal ji na trhu s elektřinou, je provozovatel příslušné distribuční soustavy nebo provozovatel přenosové soustavy povinen uhradit výrobci za tuto elektřinu tzv. zelený bonus vyjádřený v Kč/MWh. Právo na úhradu zeleného bonusu má i výrobce, který vyrábí elektřinu pro vlastní spotřebu. Povinnost hradit zelený bonus tomuto výrobci vzniká provozovateli distribuční soustavy, na jehož území se výrobna elektřiny nachází.

Operátor trhu s elektřinou vydává na písemnou žádost výrobce vyrábějícího elektřinu z obnovitelných zdrojů potvrzení původu elektřiny z obnovitelných zdrojů, tzv. záruku původu.

Energetický relační úřad stanoví vždy na kalendářní rok dopředu výkupní ceny za elektřinu z obnovitelných zdrojů samostatně pro jednotlivé druhy obnovitelných zdrojů a hodnotu zelených bonusů. Vychází přitom z odlišných nákladů na pořízení, připojení a provoz jednotlivých druhů zařízení včetně jejich časového vývoje. Regulátor sleduje dva cíle:

• vytvoření podmínek pro splnění indikativního cíle podílu výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů na hrubé spotřebě elektřiny v ČR ve výši 8 % v roce 2010

• návratnost investic pro provozovatele výroben elektřiny z obnovitelných zdrojů.

Pro zařízení uvedená do provozu před účinností tohoto zákona má být po dobu 15 let zachována minimální výše výkupních cen stanovených pro rok 2005 podle dosavadních právních předpisů se zohledněním indexu cen průmyslových výrobců.

Pro zařízení uvedená do provozu po účinnosti tohoto zákona má být dosaženo patnáctileté doby návratnosti investic za podmínky splnění technických a ekonomických parametrů (náklady na instalovanou jednotku výkonu, účinnost využití primárního obsahu energie v obnovitelném zdroji a doba využití zařízení). Pro tato zařízení zákon dále požaduje, aby zůstala zachována výše výnosů za jednotku elektřiny po dobu 15 let od roku uvedení zařízení do provozu jako minimální se zohledněním indexu cen průmyslových výrobců;

Výkupní ceny stanovené pro následující kalendářní rok nesmí být nižší než 95 % hodnoty výkupních cen platných v roce, v němž se o novém stanovení rozhoduje.


3. SCÉNÁŘE ROZVOJE VÝROBY ELEKTŘINY Z VĚTRNÝCH ELEKTRÁREN

Z údajů o připravovaných větrných elektrárnách, které jsme získali od distribučních společností jsme zpracovali Tabulku 4 očekávaných přírůstků instalované kapacity větrných elektráren pro jednotlivé regiony podle příslušných distribučních společností.

Připravované VtE byly rozčleněny podle stavu, ve kterém se jejich projekt v současné době nachází:

• záměr • předprojektová příprava • projektová přípravu • výstavba

Přírůstky jsou uspořádány v časové řadě let 2004 – 2010. Ve sloupci N/A jsou uvedeny kapacity těch projektů, u nichž očekávaný rok uvedení do provozu nebyl blíže specifikován.V posledním sloupci jsou uvedeny součty za celé období 2004-2010 a v posledních řádcích jsou uvedeny součty za celou ČR.

Tabulka 4. Očekávané přírůstky instalovaného výkonu VtE v letech 2004-2010 [MW]

Tabulka 4 se stala základem pro tvorbu scénářů rozvoje výroby elektřiny z větrných elektráren v letech 2004 – 2010. Celkem byly zpracovány tři scénáře

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 N/AVýstavbaProjektPředprojektZáměr 14,470 14,470Výstavba 0,028 0,028Projekt 4,260 1,320 5,580Předprojekt 10,225 35,750 45,975Záměr 2,000 25,050 567,850 594,900Výstavba 1,800 5,100 6,900Projekt 88,500 50,300 138,800Předprojekt 17,200 0,850 163,000 181,050Záměr 14,200 12,700 574,500 601,400Výstavba 0,800 0,800Projekt 1,700 1,700Předprojekt 0,210 6,250 66,000 72,460Záměr 8,200 366,500 121,210 495,910Výstavba 0,272 0,272ProjektPředprojekt 2,250 7,250 6,250 2,500 4,000 22,250Záměr 197,050 197,050Výstavba 1,815 1,815ProjektPředprojektZáměr 4,000 20,500 126,000 150,500Výstavba 4,715 5,100 9,815Projekt 94,460 51,620 146,080Předprojekt 2,460 40,925 108,850 2,500 167,000 321,735Záměr 4,000 44,900 404,250 567,850 1 033,230 2 054,230

REAS Současný stav

ČR celkem

Suma

SME

VČE

ZČE

JČE

JME

SČE

Rok


• malý scénář • střední scénář • velký scénář

Tvorba scénářů probíhala v následujících krocích:

Každému stavu rozpracovanosti VtE byla přiřazena hodnota mezi 0 a 1 (v procentech), která vyjadřovala věrohodnost tohoto stavu, tedy naše očekávání, že připravovaná VtE v tomto stadiu bude nakonec opravdu realizována. Přiřazená věrohodnost závisela na dvou faktorech

o na stavu rozpracovanosti (čím pokročilejší byl stav, tím vyšší byla věrohodnost dokončení VtE - v případě VtE ve stadiu výstavby byla rovna 100% a postupně klesala s klesající pokročilostí projektů

o na typu scénáře (malý scénář vycházel z menších věrohodností, velký scénář z větších věrohodností)

Podle přiřazených hodnot věrohodností byly spočítány hodnoty přírůstku instalovaného výkonu VtE v letech 2005 a 2010 a přičteny ke skutečné hodnotě k roce 2003.

Na základě hodnot instalovaného výkonu VtE byly spočítány objemy výroby elektřiny v letech 2005 a 2010. Při tom se počítalo se dvěma hodnotami využití instalovaného výkonu (load factor): 15% a 20%.

Výroba elektřiny je zde chápána jako btto výroba bez vnitřní spotřeby VtE, stanovená podle vzorce

Výroba = 8760 * (Instalovaný výkon) * Využití Hodnoty věrohodností byly stanoveny tak aby, prostřední scénář zhruba odpovídal hodnotám výroby elektřiny z větrných elektráren v roce 2010 podle Státní energetické koncepce (0,93 TWh). Pro malý resp. velký scénář byly použité hodnoty věrohodností odpovídajícím způsobem sníženy, resp. zvýšeny tak, aby zachytily realistický vějíř možností, které přicházejí v úvahu.

V následující tabulce jsou pro porovnání uvedeny všechny věrohodnosti, použité pro jednotlivé stavy a scénáře.

Stav Malý Střední Velký Výstavba 100% 100% 100%

Projekt 50% 75% 100%

Předprojekt 30% 50% 80%

Záměr 15% 20% 30%

V následujících Tabulkách 5–7 je uvedeno porovnání jednotlivých scénářů na součtových hodnotách ze celou ČR.


Tabulka 5. Instalovaný výkon VtE podle jednotlivých scénářů [MW]

Malý scénář Střední scénář Velký scénář Rok Rok Rok

REAS 2004 2005 2010 2004 2005 2010 2004 2005 2010 JČE 2,2 2,9 4,3 JME 0,5 2,6 107,2 0,5 3,7 147,9 0,5 4,8 223,1 SČE 4,5 53,9 225,3 4,5 76,0 326,3 4,5 98,1 475,5 SME 5,2 6,1 103,0 5,2 6,6 142,7 5,2 7,1 214,5 VČE 1,9 2,5 38,4 1,9 3,0 52,7 1,9 3,7 79,1 ZČE 2,1 2,7 26,5 2,1 2,9 34,0 2,1 3,3 49,1

Celkem 14,2 67,9 502,6 14,2 92,2 706,5 14,2 117,0 1 045,6

Tabulka 6. Výroba elektřiny ve VtE podle jednotlivých scénářů – využití 15% [GWh]


REAS 2004 2005 2010 2004 2005 2010 2004 2005 2010 JČE 2,9 3,8 5,7 JME 0,7 3,5 140,9 0,7 4,9 194,3 0,7 6,3 293,2 SČE 5,9 70,8 296,1 5,9 99,8 428,8 5,9 128,9 624,8 SME 6,9 8,1 135,3 6,9 8,7 187,5 6,9 9,3 281,8 VČE 2,5 3,3 50,4 2,5 3,9 69,2 2,5 4,8 103,9 ZČE 2,8 3,6 34,8 2,8 3,9 44,7 2,8 4,4 64,5

Celkem 18,7 89,2 660,5 18,7 121,1 928,4 18,7 153,7 1 373,9

Tabulka 7. Výroba elektřiny ve VtE podle jednotlivých scénářů – využití 20% [GWh]


REAS 2004 2005 2010 2004 2005 2010 2004 2005 2010 JČE 3,8 0,0 0,0 5,1 7,6 JME 0,9 4,6 187,9 0,9 6,5 259,1 0,9 8,3 391,0 SČE 7,9 94,3 394,8 7,9 133,1 571,7 7,9 171,9 833,0 SME 9,1 10,7 180,5 9,1 11,6 250,0 9,1 12,4 375,8 VČE 3,3 4,5 67,2 3,3 5,3 92,3 3,3 6,4 138,5 ZČE 3,7 4,8 46,5 3,7 5,1 59,6 3,7 5,8 86,0

Celkem 24,9 118,9 880,6 24,9 161,5 1 237,8 24,9 204,9 1 831,8


4. NÁKLADY NA PŘIPOJENÍ VTE A VYVOLANÉ INVESTICE V některých případech může připojení nového výkonu vyvolat důsledky i ve vzdálenějších oblastech sítí, ve kterých to nemusí být očekáváno.

4.1. NÁKLADY NA PŘIPOJENÍ VTE Náklady na připojení VtE do distribučních sítí jednotlivých REAS byly spočítány na základě zpracovaných scénářů. Náklady se počítaly odlišně pro jednotlivé napěťové úrovně VVN, VN a NN. Vstupními údaji přitom byly

• průměrné délky kabelového vedení

• průměrné náklady na jednotku kabelového vedení

• průměrné náklady na vývod

• průměrné náklady na transformátor

Tabulka 8. Přehled investičních nákladů na připojení VtE k uzlům DS REAS do 2010 [mil.Kč]

Scénář REAS malý střední velký

JČE 31,590 42,120 63,180

JME 640,730 894,270 1 352,944

SČE 2 063,955 2 936,199 4 339,438

SME 557,125 786,058 1 197,296

VČE 268,285 378,005 577,090

ZČE 172,420 223,220 324,820

Celkem 3 734,105 5 259,872 7 854,768

4.2. VYVOLANÉ INVESTICE NA POSILOVÁNÍ RESP. ROZŠIŘOVÁNÍ SÍTÍ Instalace VtE vyvolá v sítích tři typy investic

• investice do sítí, připojujících VtE do nejbližšího vhodného uzlu PS nebo DS

• investice do stávajících sítí distribučních soustav, vyvolané změnou výkonu (salda generovaného a odebíraného výkonu) v uzlech připojení VtE a následně v sítích, připojených k danému uzlu, včetně úprav řídicích systémů a ochran.

• investice do dosavadních sítí přenosové soustavy, včetně úprav řídících systémů a ochran.

Vyvolané investice na posilování nebo rozšiřování přenosové soustavy jsou ve studii odhadnuty na základě analýz konkrétní situace v jednotlivých spotřebních oblastech přenosové soustavy. Detailní analýza ukázala, že investice do přenosové soustavy, vyvolané připojováním VtE podle jednotlivých scénářů, je možno ve všech třech případech odhadnout částkou 2 500 mil. Kč.


Na velikost investic vyvolaných připojením VtE v distribučních soustavách má dominantní vliv konkrétní situace připojení dané VtE do sítě. Z těchto důvodů se jako výchozí podklady ve studii použili odhady nákladů v jednotlivých REAS pro jejich uvažované případy VtE.

Tabulka 9. Vyvolané investice v distribučních sítích [mil. Kč]

Malý scénář Střední scénář Velký scénář Rok Rok Rok REAS

2004 2005 2010 2004 2005 2010 2004 2005 2010 JČE 1,302 1,736 2,605

JME 0,302 1,580 64,341 0,302 2,219 88,722 0,302 2,858 133,888

SČE 2,700 32,310 135,195 2,700 45,585 195,783 2,700 58,860 285,276

SME 3,131 3,679 61,800 3,131 3,959 85,629 3,131 4,252 128,684

VČE 1,123 1,528 23,026 1,123 1,798 31,607 1,123 2,203 47,435

ZČE 1,278 1,638 15,912 1,278 1,758 20,427 1,278 1,998 29,457

Celkem 8,534 40,735 301,576 8,534 55,319 423,905 8,534 70,171 627,346

4.3. ZHODNOCENÍ VYVOLANÝCH INVESTIC V následující Tabulce 10 uvádíme přehled vyvolaných nákladů jak na připojení VtE do stávajících uzlů sítě, tak i na případné posílení sítě.

Tabulka 10. Celkové vyvolané investice v síťovém systému při připojení VtE [mil.Kč]

Scénář Náklady malý střední velký

Náklady na připojení VtE 3 734 5 260 7 855

Náklady na posílení přenosové soustavy 2 500 2 500 2 500

Náklady na posílení distribučních soustav 302 424 627

Celkem 6 536 8 184 10 982

5. VYVOLANÉ INVESTICE NA VYŠŠÍ VÝKONOVÉ ZÁLOHY Pro jednotlivé scénáře nasazení VtE byly odhadnuty potřebné regulační výkony sekundární regulace ES. V následující Tabulce 11 jsou krom toho uvedeny i náklady na nákup výkonů pro sekundární regulaci a jejich srovnání se stávajícími náklady ČEPS na nákup všech druhů podpůrných služeb.

K ocenění výkonu sekundární regulace byla použita průměrná nákupní cena výkonu pro sekundární regulaci pro rok 2004 (970 Kč/MW/h/rok). Je otázkou, zda potřebný objem regulačního výkonu je možné obstarat v rámci výkonu sekundární regulace; spíše bude nutné část tohoto výkonu obstarat v rámci terciární regulace


Tabulka 11. Nákup výkonu pro sekundární regulaci v roce 2010

Scénář Náklady na nákup podpůrných služeb v roce 2004

8 000 mil. Kč malý střední velký

Potřebný výkon pro sekundární regulaci 90 MW 204 MW 418 MW

Náklady na nákup výkonu 765 mil Kč 1 734 mil. Kč 3 552 mil. Kč

Nárůst nákladů 10% 23% 46%

Další významné zvýšení nákladů v oblasti obstarávání podpůrných služeb lze očekávat v případě nákupu dispečerské zálohy. Potřebné výkony dispečerské zálohy a náklady na jejich nákup v roce 2010 vyplývají z následující Tabulky 12. Výkon dispečerské zálohy byl ohodnocen průměrnou nákupní cenou tohoto regulačního výkonu v roce 2004 – 400 Kč/MW/h/rok. V tabulce je rovněž uvedeno porovnání se současnými náklady ČEPS na nákup všech druhů podpůrných služeb.

Tabulka 12. Nákup výkonu pro dispečerskou zálohu v roce 2010

Scénář Náklady na nákup podpůrných služeb v roce 2004

8 000 mil. Kč malý střední velký

Potřebný výkon pro dispečerskou zálohu 300 MW 422 MW 626 MW

Náklady na nákup výkonu 1 051 mil Kč 1 479 mil. Kč 2 194 mil. Kč

Nárůst nákladů 13% 18% 27%

6. DOPADY NA VELIKOST ZTRÁT A NÁKLADŮ NA ZTRÁTY Exaktní odpověď na tento problém by dalo až modelování chodu sítí s přesně definovanými výkony a odběry v uzlech sítí. To však bylo svým rozsahem a požadavky na informace mimo možnosti této studie.

Velikost technických ztrát při provozu VtE bude záviset na tom, jestli je zdroj připojen na převážně odběrový nebo zdrojový uzel. Při připojení VtE do převážně odběrového uzlu lze očekávat v přenosové síti snížení ztrát přibližně stejné velikosti jako na hladině VVN. Při připojení VtE do zdrojového uzlu, což může být případ VtE zejména oblasti severozápadních Čech, lze naopak očekávat citelné zvýšení ztrát v důsledku nutnosti přenášet výkon do jiných oblastí „spotřebního“ charakteru. V distribuční soustavě se za předpokladu, že nebude docházet k přetokům do vyšších napěťových hladin a vyrobená elektrická energie ve VtE se spotřebuje v dané oblasti, dá očekávat jisté snížení ztrát zejména na napěťových hladinách vyšších, než jsou připojovací hladiny uvažovaných VtE.

Úspora ztrát jen v DS se dá vyčíslit ve výši 0,01 až 0,02 % z toku elektřiny v napěťové hladině, což představuje asi 2 % z dodávky z VtE na napěťové hladině VVN a asi 2,7 % z dodávky elektřiny na napěťové hladině VN. Úspory vyjádřené v Kč při současné ceně silové elektřiny asi 1000 Kč/MWh se dají vyčíslit částkami asi 20 Kč na MWh dodávky z VtE na VVN a 27 Kč na MWh dodávky z VtE na VN. V oblastech s přebytkem výkonu, kde bude docházet k přetokům do vyšších napěťových hladin, lze podobně jako v případě PS počítat s citelným zvýšením ztrát.


7. VLIVY NA VELIKOST OBCHODOVATELNÉ KAPACITY NA MEZINÁRODNÍCH PROPOJENÍCH

Instalace větších výkonů VtE má za následek zmenšení obchodovatelné kapacity na exportních profilech.

Značná volatilita dodávek výkonu z VtE a vzájemná fyzikální provázanost evropských elektrizačních soustav způsobuje dodatečné paralelní toky po mezistátních přenosových profilech. Při stanovování volných obchodovatelných přenosových kapacit je tedy potřeba udržovat větší přenosové rezervy, a to úměrně velikosti výkonu větrných elektráren, instalovaných v jednotlivých zemích. Největší vliv se projevuje na profilech s německými společnostmi, kde jsou instalované výkony VtE největší a dochází ke značným nepřed-vídatelným „přetokům“ elektřiny ať už směrem z Německa do ČR (nečekaný nárůst výroby elektřiny z větru v Německu) a nebo opačným směrem (při neočekávaném výpadku větrných elektráren v Německu). Lze očekávat i významný vliv na profilu s Rakouskem.

Instalace výkonu řádově do 1000 MW v ČR však již danou situaci příliš nezmění.

8. DOPADY NA OBCHODOVÁNÍ SE SILOVOU ELEKTŘINOU Instalace vyšších výkonů VtE a omezení přeshraničních přenosových kapacit s sebou může přinést snížení objemu obchodů realizovaných mezi partnery v České republice a v zahraničí. To může vést k negativním důsledkům pro fungování mezinárodního obchodu s elektřinou a může bránit rozvoji liberalizace v rámci evropské soustavy. Vysoký celkový výkon domácích větrných elektráren by tak nakonec mohl vést k omezení dovozů elektřiny do České republiky – podobně, jako se tomu nyní děje ze strany Německa, které je evropským lídrem ve využívání energie větru.

Pokud zůstane zachován současný způsob výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů, výroba elektřiny z VtE by obchod s elektřinou na území České republiky významně ovlivnit neměla. Zvýšená výroba elektřiny z VtE může zvýšit likviditu na vyrovnávacím trhu, organizovaném Operátorem trhu s elektřinou. Nabízí se i úvaha o zavedení zcela nového, speciálního druhu regulační energie ke krytí odchylek, způsobených výrobou elektřiny z obnovitelných zdrojů, případně o zavedení trhu umožňujícího hedging rizik, vyplývajících z výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů.

8.1. DOPADY NA VELIKOST ODCHYLEK Zvýšená výroba elektřiny z VtE (obecně však ze všech obnovitelných zdrojů) bude znamenat větší volatilitu vyráběného výkonu v elektrizační soustavě. Tento fenomén se pravděpodobně projeví i ve velikosti odchylek (pravděpodobně nárůst), vznikajících v soustavě při kolísání výkonů VtE. V současné době by bylo ryzí spekulací pokoušet se kvantifikovat tuto změnu. Dá se s velkou pravděpodobností předpokládat, že s velikostí odchylek zároveň poroste i cena regulační energie, využívané ke krytí těchto odchylek

8.2. DOPADY NA FINANČNÍ OHODNOCENÍ ODCHYLEK Za předpokladu, že k vypořádání odchylek v elektrizační soustavě České republiky budou v budoucnu uplatňovány stejné mechanismy, se dá s velkou pravděpodobností předpokládat, že s velikostí odchylek zároveň poroste i cena regulační energie, využívané ke krytí těchto odchylek. Příčinou může být jak obchodní politika poskytovatelů PpS, tak i fakt, že nedostatek regulačního výkonu může vyvolat potřebu výstavby nových zdrojů, poskytující mj. jiné i regulační služby.


Výstavba i provoz takového zdroje budou pravděpodobně dražší než výstavba a provoz v současnosti provozovaných zdrojů.

Obecně tedy lze předpokládat, že celkové náklady na zajištění regulační energie z titulu zvýšeného využití VtE budou vyšší, kvantifikace změn je však obtížná,

8.3. PROBLÉMY S PŘEVZETÍM ODPOVĚDNOSTI ZA ODCHYLKY Současně fungující režim výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů de facto snímá odpovědnost za odchylku z výrobce této elektřiny a přenáší ji na provozovatele distribučních soustav, kteří jsou povinni tuto elektřinu od výrobců vykupovat. Pokud tento režim výkupu elektřiny zůstane zachován, neměly by podle našeho názoru žádné problémy s převzetím odpovědnosti za odchylku vznikat. Nezbytnou podmínkou k oprávněnosti našeho názoru je ovšem bezchybné zvládnutí procesu registrace výroben, registrace přenesení odpovědnosti za odchylku, registrace údajů o předpokládané výrobě elektřiny, přenosu a agregace dat z měření atd.

9. EKONOMIKA VTE Počet VtE provozovaných v ČR nevytváří dostatečně velký vzorek pro formulování obecnějších závěrů o nákladech spojených s výstavbou a provozováním VtE. Dostupná data mají navíc omezenou vypovídací schopnost, protože se často jednalo o projekty vybudované za nestandardních podmínek v počátcích rozvoje větrné energetiky v ČR. Z těchto důvodů byla pro zpracování zvolena metoda porovnání se zeměmi s pokročilým vývojem v této oblasti.

Mezi hlavní trendy v oblasti vývoje větrných elektráren a jejich investičních nákladů patří zejména růst průměrného výkonu zařízení, růst jejich efektivnosti v důsledku zdokonalených součástí a lepšího umístění a v neposlední řadě pokles investičních nákladů vztažených na instalovaný kW. V současnosti se investiční náklady na instalovaný kW v zahraničí pohybují mezi 900–1100 €/kW (cca 28–35 tis.Kč/kWh), z čehož zhruba 80% tvoří náklady na technologii a zbytek připadá na ostatní náklady jako připojení k síti, ostatní stavební práce a poradenství. V České republice představují odhadované investiční náklady dosud realizovaných projektů zhruba 50–70 tis.Kč/kW. U nově plánovaných projektů se očekává významný pokles investičních nákladů na úroveň srovnatelnou se zahraničím, přibližně 32 – 38 tis. Kč/kW a podíl technologie asi 85% na celkových nákladech.

Výše provozních nákladů silně koreluje se stářím zařízení. Na základě zahraničních zkušeností se provozní náklady pohybují okolo 12–15 €/kWh (cca 380 – 470 Kč/MWh) vyrobené energie v průběhu celé životnosti elektrárny. Čtvrtinu tvoří náklady na opravy, údržbu a náhradní díly, menší podíly tvoří administrativní náklady, náklady na pozemek a pojištění. V České republice platí obdobný trend vývoje, ale v absolutních hodnotách jsou provozní náklady nižší v důsledku odlišných cenových hladin ve sféře služeb a pojištění. Jejich roční výše se pohybuje zhruba od 2% do 4% nákladů na technologii.

10. DOPAD NA CENY PRO KONEČNÉ SPOTŘEBITELE Cílem této kapitoly je odhadnout, jaký vliv bude mít výroba elektřiny ve VtE na ceny, za které konečný spotřebitel elektřinu nakupuje. Vyjmenujme nejprve základní faktory, které budou tuto cenu ovlivňovat

• objem finančních prostředků, věnovaných na podporu výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů

• náklady na připojení větrných elektráren k distribučním sítím • náklady na posilování a rozšiřování sítí


• náklady na pořízení regulační energie (nákup výkonů pro sekundární regulaci a dispečerskou zálohu)

Konečnou cenu budou krom toho ovlivňovat i faktory, které se nám ve studii kvantifikovat nepodařilo. Jsou to

• velikost ztrát a související náklady • velikost obchodovatelné přenosové kapacity na mezinárodních propojeních • dopady na obchodování se silovou elektřinou

10.1. NÁKLADY NA VÝKUP ELEKTŘINY Z VTE Systém podpory výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů energie obecně a z větrné energie zvláště byl popsán v kapitole 2.3. Podpora se realizuje formou povinného výkupu nebo emisí tzv. zelených bonusů. Výkupní cenu elektřiny i hodnotu zelených bonusů stanovuje regulátor tak, aby mj. byla zajištěna návratnost investic pro provozovatele výroben elektřiny z obnovitelných zdrojů během 15 let. V kapitole 9. jsme uvedli některé základní ekonomické údaje, týkající se nákladů spojených s výstavbou a provozováním VtE. Mezi náklady na výstavbu větrné elektrárny můžeme zařadit i náklady na vyvedení výkonu, tj. na připojení k nejbližšímu uzlu distribuční sítě. Tyto náklady totiž podle stávající právní úpravy v plné výši hradí provozovatel VtE. Výkupní cena elektřiny, které splňuje požadavek 15leté návratnosti vložených investic, nezávisí na množství vyrobené elektřiny ve VtE (a tedy ani na použitém scénáři), ale pouze na následujících veličinách:

• měrné investiční náklady na výstavbu VtE [Kč/MW] • měrné investiční náklady na připojení VtE [Kč/MW] • měrné provozní náklady VtE [Kč/MWh] • využití instalovaného výkonu (load factor) • sazba daně z příjmu právnických osob

Na základě těchto informací můžeme zkonstruovat jednoduchý ekonomický model, který umožní spočítat takovou výkupní cenu resp. hodnotu zeleného bonusu, která zajistí návratnost vložených investic během 15 let. Nebudeme přitom konstruovat složité dynamické modely s časovým rozlišením příjmů a výdajů, ale spokojíme se s jednoduchým statickým modelem. Parametry toho modelu jsou uvedeny v následující Tabulce 13.

Tabulka 13. Parametry modelu pro výpočet výkupní ceny elektřiny z VtE

Rozpětí Parametr Jednotka Hodnota

od do Vstupní parametry

Investiční náklady 35,00 35,00 40,00Náklady na připojení

mil. Kč/MW 7,45

Provozní náklady Kč/MWh 380,00 380,00 470,00Využití % 15% 15% 20%Sazba daně z příjmu PO % 20%

Výstupní parametry Výkupní cena Kč/MWh 2 800 2800 3175


Některé vstupní parametry modelu jsme zadávali v intervalovém rozpětí od – do. Týká se to měrných investičních nákladů, které jsme uvažovali v rozpětí 35-40 mil.Kč/MW instalovaného výkonu a provozních nákladů v rozpětí 380-470 Kč/MWh vyrobené elektřiny.Využití instalované kapacity jsme uvažovali ve dvou variantách 15% a 20%. Náklady na připojení vycházejí z údajů v kapitole 4.1. Ukazuje se, že náklady na připojení, přepočtené na 1 MW jsou ve všech třech scénářích prakticky stejné. Pro úplnost jsme do modelu zavedli i sazbu daně z příjmu s orientační hodnotou 20%.

Výstupní parametrem modelu je hledaná výkupní cena elektřiny z VtE. Samotný model vychází z předpokladu, že vynaložené investiční náklady na výstavbu VtE a její připojení musí být návratné během 15 let. Tento požadavek jsme dále doplnili požadavkem na efektivitu takto vynaložené investice ve výši cca 10%. (ROI = 1,10). Model pro výpočet výkupní ceny elektřiny se vstupními parametry podle Tabulky 13 je uveden v následující Tabulce 14.

Tabulka 14. Model pro výpočet výkupní ceny elektřiny z VtE

Položka Jednotka Hodnota Instalovaný výkon MW 1,00Investiční náklady VtE

- na výstavbu VtE 35,00 - na připojení VtE 7,45 - celkem

mil.Kč

42,45Roční údaje Výroba GWh 1,31Provozní náklady 0,50Odpisy 2,83Výnosy 3,68Zisk před zdaněním 0,35Daň z příjmu 0,07Zisk po zdanění 0,28Cashflow 3,11Kumulovaný cashflow

mil.Kč

46,65

Efektivnost investice (ROI) % 109,9%Výsledky výpočtů výkupní ceny elektřiny při různých hodnotách vstupních parametrů modelu jsou uvedeny opět v intervalové podobě od-do v následující Tabulce 15.

Tabulka 15. Výkupní ceny elektřiny z VtE

Hodnota Výkupní cena elektřiny z VtE Jednotka

od do - při využití 15% 2 800 3 175 - při využití 20%

Kč/MWh 2 200 2 500

Hodnotu tzv. zeleného bonusu lze odvodit z výkupní ceny tak, že od ní odečteme průměrnou cenu, kterou je možno za elektřinu vyrobenou ve VtE na trhu s elektřinou získat. Tato cena bude velmi nízká, neboť kupující přebírá i odpovědnost za odchylku, jejíž očekávaná cena bude při typických vlastnostech větrné elektřiny vysoká.


10.2. OSTATNÍ NÁKLADY Náklady na posílení distribučních a přenosových sítí se projeví nárůstem povolených výnosů síťových společností, tj. nárůstem měrných odpisů v kalkulaci nákladů za dopravu elektřiny a nárůstem povoleného zisku. Výpočet celkového přírůstku odpisů a zisku je uveden v následující Tabulce 16.

Tabulka 16. Náklady na posílení sítí

Scénář Náklady Jednotka

malý střední velký Přírůstek účetní hodnoty aktiv 2 802 2 924 3 127

Přírůstek zisku (WACC=8,1%) 227 237 253

Přírůstek účetní hodnoty odpisů 193 202 216

Celkem přírůstek odpisů a zisku

mil.Kč

420 439 469

Zvýšené náklady na pořízení regulační energie v souvislosti s výrobou elektřiny z VtE jsme pro jednotlivé scénáře kvantifikovali v kapitole 5. Rozdělili jsme je do dvou skupin:

• náklady na pořízení výkonů pro sekundární regulaci

• náklady na pořízení výkonů pro dispečerskou zálohu

Údaje převzaté z Tabulek 11 a 12 jsou shrnuty v následující Tabulce 17.

Tabulka 17. Náklady na pořízení regulační energie

Scénář Zvýšené náklady na nákup výkonu Jednotka

malý střední velký

- pro sekundární regulaci 765 1 734 3 552

- pro dispečerskou zálohu 1 051 1 479 2 194

Celkem

mil.Kč

1 816 3 213 5 746

10.3. CENOVÉ DOPADY Při kvantifikaci dopadů VtE na ceny elektřiny pro konečné spotřebitele jsme vycházeli z objemů výroby větrné elektřiny podle jednotlivých scénářů v roce 2010. Abychom vyloučili další možné vlivy – inflace, růst spotřeby elektřiny, apod. – použili jsme veškeré náklady v současných cenách, přesněji řečeno v cenách roku 2003. Podobně i čistou spotřebu elektřiny v ČR jsme převzali v hodnotě roku 2003.

Cenový dopad na cenu elektřiny pro konečného spotřebitele jsme ocenili na úrovni zvýšených nákladů, které výroba elektřiny z tohoto druhu obnovitelných zdrojů přináší. Použili jsme k tomu jednoduchý ekonomický model cenových dopadů. Vstupní parametry tohoto modelu jsou uvedeny v následující Tabulce 18.


Tabulka 18. Vstupní parametry modelu cenových dopadů

Parametr Jednotka Hodnota

Vstupní parametry Výkupní cena elektřiny z VtE 2 800,00Průměrná tržní cena elektřiny z VtE 200,00Zelený bonus

Kč/MWh 2 600,00

V této tabulce se měnil parametr Výkupní cena elektřiny z VtE podle výsledků kapitoly 10.1. Průměrnou cenu elektřiny v VtE, která je dosažitelná na volném trhu jsme ocenili částkou 200 Kč/MWh. Hodnota zeleného bonusu se potom rovná rozdílu těchto dvou cen.

Samotný model cenových dopadů pro případ výkupní ceny 2 800 Kč/MWh a 15% využití instalovaného výkonu je uveden v následující Tabulce 19.

Tabulka 19. Model cenových dopadů

Scénář Položka Jednotka

Malý Střední Vysoký Čistá tuzemská spotřeba elektřiny GWh 54 806,5 Výroba elektřiny z VtE GWh 660,5 928,4 1 373,9Vícenáklady VtE - na výkup elektřiny z VtE mil.Kč 1 717,3 2 413,8 3 572,1 - na posílení distribučních a přenosových síti mil.Kč 420,0 439,0 469,0 - na nákup výkonu pro sekundární regulaci mil.Kč 765,0 1 734,0 3 552,0 - na nákup výkonu pro dispečerskou zálohu mil.Kč 1 051,0 1 479,0 2 194,0

Vícenáklady VtE celkem mil.Kč 3 953,3 6 065,8 9 787,1Vícenáklady VtE Kč/MWh 72,13 110,68 178,58

Výpočty dopadů na celkovou cenu elektřiny podle tohoto modelu pro jednotlivé varianty výkupních cen resp. zelených bonusů a využití instalovaného výkonu jsou uvedeny v následující souhrnné Tabulce 20.

Tabulka 20. Cenové dopady na cenu elektřiny

Scénář Výkupní cena

Kč/MWh Jednotka Malý Střední Vysoký

Využití 15% - od 2 800 Kč/MWh 72,13 110,68 178,58 - do 3 175 Kč/MWh 76,65 117,03 187,98

Využití 20% - od 2 200 Kč/MWh 72,93 111,80 180,22 - do 2 500 Kč/MWh 77,75 118,58 190,24


Je vidět, že cenové dopady se při využití 15% a 20% příliš neliší. To je dáno tím, že při vyšším využití jsou sice nižší výkupní ceny elektřiny, ale zároveň je vyšší objem její výroby, zatímco při nižším využití je tomu opačně. V důsledku toho jsou celkové vícenáklady na výkup elektřiny v obou případech velmi podobné.

Pro odběratele elektřiny s výjimkou domácností (a od 1.1.2006 i pro ně) je cena elektřiny rozdělena na dvě základní části – a to na regulované platby za dopravu elektřiny (tj. poplatky za použití energetické sítě) a na platby za vlastní, tzv. silovou elektřinu, které si již stanovuje každá obchodní energetická společnost sama. K takto stanovené ceně se dále připočítává daň z přidané hodnoty ve výši 19%.

Regulované platby za dopravu elektřiny jsou stanoveny cenovými rozhodnutími Energetického regulačního úřadu. Dělí se na:

• cenu distribuce o pro odběry z NN

− cenu za jistič − cenu za MWh ve vysokém tarifu − cenu za MWh v nízkém tarifu

o pro odběry z VN: − cenu za rezervovanou kapacitu − cenu za použití sítí VN

• cenu systémových služeb • cenu na podporu výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů

a kombinované výroby elektřiny a tepla • cenu za činnost zúčtování Operátora trhu s elektřinou

Zvýšené náklady na výrobu elektřiny ve VtE se projeví právě ve výši regulovaných plateb za dopravu elektřiny, a to v cenách distribuce (náklady na posílení distribučních a přenosových síti), v cenách systémových služeb (náklady na nákup regulační energie) a přímo v cenách na podporu výroby elektřiny z OZE (náklady na výkup elektřiny z OZE). Je proto jistě zajímavé zjistit, jak jednotlivé scénáře výroby elektřiny ve VtE ovlivní právě tyto ceny.

Pro orientační výpočet významnosti cenových dopadů na platby za dopravu elektřiny jsme zvolili údaje platné pro rok 2005. Cena za distribuci je průměrnou cenou, která vychází ze skutečnosti roku 2004 a je navrhována Energetickému regulačnímu úřadu jako základ pro stanovení regulovaných cen pro rok 2006. Ostatní údaje v následující Tabulce 21 vyplývají z cenového rozhodnutí ERÚ č.10/2004.

Tabulka 21. Platby za dopravu elektřiny

Cena distribuce 1 137,20 KčCena systémových služeb 171,80 KčPříspěvek na podporu výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla 39,45 KčCena za činnost zúčtování Operátora trhu s elektřinou 4,63 KčPlatby za dopravu elektřiny celkem 1 353,80 Kč

Cenové dopady na platby za dopravu elektřiny jsou vedeny v následující Tabulce 22. V této tabulce již dále nerozlišujeme mezi 15% a 20% využitím instalované kapacity VtE, protože se ukázalo, že tento parametr nehraje v cenových dopadech významnou roli. Výsledky jsou uvedeny v procentech ve vztahu k ceně za dopravu elektřiny podle Tabulky 21.


Tabulka 22. Relativní dopady na platby za dopravu elektřiny

Scénář Jednotka

Malý Střední Vysoký Minimum Kč/MWh 5,3% 8,2% 13,2%Maximum Kč/MWh 5,7% 8,8% 14,1%

Je vidět, že v případě malého scénáře se bude nárůst ceny pohybovat mezi 5% a 6%, střední scénář znamená nárůst ceny za dopravu elektřiny asi o 8% - 9%. V případě velkého scénáře ovšem dojde ke zvýšení ceny za dopravu elektřiny až o 13% - 14%.

Zatímco zvýšení ceny za dopravu elektřiny podle malého scénáře je zcela přijatelné, v případě velkého scénáře již tomu tak není. Cenový dopad na celkovou cenu elektřiny se v případě velkého scénáře pohybuje podle Tabulky 20 mezi 180-190 Kč/MWh. Uvážíme-li že cena za 1 KWh dodané elektřiny se v roce 2004 pro domácnosti pohybovala okolo 3,50 Kč, představuje zvýšení ceny o 0,18-0,19 Kč/kWh pouze něco přes 5%. Jedná se ovšem o jeden z nejvyšších tarifů a proto je relativní váha cenového dopadu zdánlivě malá. V případě nižších tarifů, např. cen elektřiny pro velkoodběratele, bude relativní váha cenového dopadu přiměřeně vyšší.Krom toho zvýšené ceny elektřiny pro velkoodběratele se promítnou i do cen jejich výrobků a služeb a známým multiplikačním efektem proběhnou celou ekonomikou.

Z těchto důvodů považujeme velký scénář výroby elektřiny z VtE za nepřijatelný. Za hranici mezi přijatelným a nepřijatelným objemem výroby elektřiny VtE považujeme střední scénář.

11. NĚKTERÉ OTEVŘENÉ PROBLÉMY NA ZÁVĚR Pro zajištění prognózy výroby elektřiny z VtE na jeden den dopředu s dostatečnou přesností

pro účely zajištění regulačního výkonu pro elektrizační soustavu České republiky bude třeba při masivnějším nasazení VtE vybudovat informační systém se softwarovými aplikacemi, umožňujícími statistické zpracování vybraných vzorků prognostických dat o rychlostech větru, poskytovaných Českým hydrometeorologickým institutem, a následné porovnání této prognózy s daty o skutečné výrobě elektřiny z VtE. Na základě tohoto zpracování dat bude možno stanovit velikost prognostické chyby. V této souvislosti je nutno poznamenat, že v zemích s vysokým podílem výroby elektřiny z VtE podobné systémy již existují, nicméně jejich vybudování a provoz je finančně značně náročný.

Pro zvládnutí problematiky VtE je nutné v budoucnosti počítat pravděpodobně i s určitými změnami regulačního rámce. V současnosti uplatňovaný režim výkupu elektřiny z Obnovitelných zdrojů (a tedy i z VtE) provozovateli distribučních soustav ke krytí ztrát a vlastní spotřebu může bezproblémově fungovat pouze do okamžiku, kdy celková výroba elektřiny z obnovitelných zdrojů nepřekročí hranici povolených ztrát, stanovených Energetickým regulačním úřadem pro účely regulace. V okamžiku překročení této hranice bude nutné rozhodnout, zda „nadbytečná“ elektřina z obnovitelných zdrojů zůstane nadále v režimu odchylky jako doposud, nebo zda může být předmětem obchodu a zda provozovatelé soustav mohou s touto elektřinou obchodovat. Další, pravděpodobně mnohem závažnější problém může vzniknout v situaci, kdy objemy výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů budou v jednotlivých distribučních oblastech významně odlišné. Dojde pravděpodobně k výraznější diferenciaci technických ztrát v síťových systémech jednotlivých společností a tím k porušení současné nákladové rovnováhy mezi společnostmi. Tento problém bude nutné pravděpodobně řešit dalšími


zásahy do regulačního rámce. Určitým vodítkem při řešení problematiky VtE může být příklad SRN, kde je zaveden institut „jediného kupujícího“ elektřiny vyrobené ve VtE. Touto funkcí jsou pověřeni ze zákona provozovatelé přenosových soustav, kteří zajišťují transformaci výkonově stochastického denního diagramu vykupované elektřiny z VtE (prostřednictvím nákupu speciálního druhu regulační energie pro modulaci té části diagramu zatížení soustavy, pokrývané výrobou elektřiny z VtE) na výkonově stabilizovaný diagram. Tuto elektřinu pak dále dodávají konečné spotřebě. Zároveň dochází v on-line provozu k redistribuci veškerých nákladů, spojených s transformací výkonových diagramů a s udržováním stabilního a bezpečného provozu sítí v jednotlivých regulačních oblastech, mezi existujícími provozovateli regulačních oblastí, a to v poměru spotřeby elektřiny v jednotlivých regulačních oblastech. Tímto způsobem je zajištěno spravedlivé dělení více-nákladů na zajištění provozu VtE. Není třeba zdůrazňovat, že zavedení systému znamenalo vysoké investiční náklady, pohybující se v řádu miliard Euro a také znamená nutnost „vzorné“ spolupráce zainteresovaných stran, spočívající minimálně ve flexibilním režimu výměny informací a dat a nutnost platební kázně. V souvislosti s výše uvedeným informačním systémem je vhodné upozornit na skutečnost, že v českých podmínkách by alespoň část činností spojených s řešením problematiky VtE mohl zvládnout informační systém Operátora trhu s elektřinou.

Výrobci elektřiny z VtE na jedné straně hradí veškeré náklady na připojení svých výroben k ES, ale na druhé straně jsou jejich příjmy „omezovány“ cenovou regulací výkupních cen elektřiny z těchto zdrojů. Jinými slovy, tito výrobci, na rozdíl od výrobců elektřiny z cenově neregulovaných zdrojů, nemají možnost promítnout si veškeré vynaložené náklady do cen nabízené elektřiny. Výkupní ceny elektřiny, stanovené Energetickým regulačním úřadem v současné době, jsou pro tyto výrobní zdroje dostatečně stimulující. V budoucnosti se však může ukázat potřeba tyto ceny dále upravovat tak, aby byl dodržen závazek, formulovaný v návrhu zákona na podporu výroby elektřiny z OZE (podrobněji viz Kapitolu 2.3), tj. zachovat výši výnosů za jednotku elektřiny z obnovitelných zdrojů po dobu 15 let od roku uvedení zařízení do provozu. Pokud bude Energetický regulační úřad při stanovování výkupních cen elektřiny z obnovitelných zdrojů přihlížet i k nákladům na připojení, může tak dojít nejen k „nespravedlivým“ výhodám pro již připojené výrobce, ale i k eskalaci těchto cen v případě prudce rostoucích nákladů na připojení. Řešením je stanovit výkupní ceny elektřiny z VtE v závislosti na roku uvedení VtE do provozu. Skutečně, v Cenovém rozhodnutí ERÚ č.26/20043 ze dne 26. listopadu 2003 a v Cenovém rozhodnutí ERÚ č. 10/2004 ze dne 29. listopadu 2004, kterými se stanovují ceny elektřiny a souvisejících služeb, jsou již stanoveny odlišné ceny pro VtE v závislosti na roku uvedení do provozu. Pro rok 2005 tak platí následující ceny:

pro větrné elektrárny uvedené do provozu před 1. 1. 2004 3020 Kč/MWh

pro větrné elektrárny uvedené do provozu od 1. 1. 2004 do 31. 12. 2004

2720 Kč/MWh

Documents

Shrnutí a záv ry studie - Ministerstvo průmyslu a obchodu · 2016-09-21 · Stručná studie VtE 7/24 Zbývající společnosti, PRE, a.s., a STE, a.s., uvedly, že na jejich území