Virtuální elektrárny zajišťují flexibilitu vhodně řízeným mixem lokálních zdrojů.

Trend odklonu od centrální energetiky k decentralizovaným zdrojům, zvláště pak k obnovitelným zdrojům, jejichž dodávky jsou těžko předvídatelné, protože závisejí na aktuálních slunečních či větrných podmínkách, se neobejde bez pokročilého řízení. Vhodnou cestou je sdružování menších zdrojů do takzvaných virtuálních elektráren. Na problematiku jejich fungování v praxi jsme se zaměřili v rámci rozhovoru s Václavem Skoblíkem, ředitelem divize Nová energetika, UCED.

Václav Skoblík je ředitelem divize Nová energetika ve skupině UCED. Skupina UCED je součástí české investiční skupiny CREDITAS. Vznikla v roce 2015 a zaměřuje se hlavně na provozování lokálních distribučních soustav (LDS). Ty zásobují energií více než 6 tisíc stálých odběratelů, mezi nimiž jsou průmyslové podniky, logistická centra, administrativní budovy i rezidenční čtvrti. Divize Nová energetika pak zastřešuje komplexní nabídku decentrální energetiky skupiny UCED. Zahrnuje také budování centrálního obchodního a poruchového dispečinku, odkud bude obsluhovat a obchodovat všechna vymezená distribuční území skupiny UCED v Česku.

Jste součástí české investiční skupiny CREDITAS. Jaké výhody vám to přináší?

Jde o velkou výhodu. Skupina je postavena na třech nohách. První je zaměřena na financování, jde o banku a investiční fondy, což pro nás představuje zdroj peněz. Druhou tvoří divize výstavby – Real Estate. Ta potřebuje nejen financování, ale i řešení související s energetikou, neboť požadavky na energetickou stránku budov rychle rostou, a pak jme to my, divize energetiky, která v prvé řadě potřebuje silné finanční zázemí na výstavbu energetických řešení.

V úvodu jsme zmínili virtuální elektrárnu (VE), která však ve skutečnosti není ničím nehmatatelným, v jejím portfoliu máte širokou paletu skutečných energetických zdrojů od kogeneračních jednotek přes solární elektrárny, bioplynky po plynovou elektrárnu…

Pojem VE není nový, po technologické stránce existuje už mnoho let. Poměrně nový je ale trend růstu významu velkého počtu malých zdrojů, a to i těch málo flexibilních, závislých na tom, zda zrovna fouká či svítí slunce. Přebytek energie pak v určitých chvílích, zejména v Německu, vede až k záporným cenám energií, kdy se nevyplácí vyrábět, zatímco nedostatek naopak generuje vysoké ceny. Propojením mixu různých energetických zdrojů a jejich centrálním řízením lze v součtu tyto výkony na základě okamžité situace optimalizovat a dosahovat tak potřebné flexibility.

Řídíte všechny vámi spravované energetické zdroje jako jednu virtuální elektrárnu, nebo ji členíte do více celků pro potřeby oblastí, ve kterých se nacházejí?

Množina dostupných zdrojů tvoří jeden celek, který je však možné podle potřeby dělit do tzv. agregovaných bloků. Jeden takový blok může být tvořen jak desítkami či stovkami velmi malých zdrojů, tak také jedním velkým zdrojem.

Aktuálně například připravujeme elektrokotel, který sice bude součástí VE, ale zároveň je zbytečné k němu přiřazovat jiné elektrárny, protože je díky vysokému výkonu 25 MW a flexibilitě schopen poskytovat potřebné služby sám. Zároveň ovšem může být jeden zdroj i součástí více agregovaných bloků a poskytovat kvalitnější regulační službu.

Hodně záleží nejen na výkonu jednotlivých zdrojů, ale také na míře flexibility, na tom, jak dlouho je daný zdroj schopen požadovaný výkon poskytovat, a také nakolik opakovaně. Kupříkladu kogenerační jednotky lze v podstatě opakovaně vypínat a zapínat podle potřeby, zatímco u jiných zdrojů tomu tak není. Poskytujeme mimo jiné podpůrné služby pro ČEPS, a tam musíme mít vždy jistotu, že budeme mít k dispozici potřebný výkon ve kterýkoliv okamžik.

Regulaci lze samozřejmě řídit také na straně spotřeby, ale management spotřeby je u nás zatím spíše v plenkách. Zákazníci na něj zpravidla nastaveni nejsou, protože to vyžaduje pokročilejší řízení technologických procesů uvnitř. To technologičtí ředitelé nemívají rádi.

Flexibilitu zvyšují také technologie zaměřené na ukládání energie ve chvílích jejího přebytku, pro pozdější využití. Disponujete také těmito prostředky? Nebo uvažujete o některých z možností?

My máme dnes funkční především tepelné systémy, kde kogenerační jednotka ukládá přebytky do tepelné akumulační nádrže, které pak můžeme dodávat teplo podle potřeby. Jedná se tedy o nepřímé ukládání elektřiny. Na stejném principu budeme využívat i akumulaci energie v případě elektrokotle, který budeme mít dokončen v polovině letošního (? V 2022) roku.

Bateriové systémy, které představuji nejjednodušší a nejefektivnější, ale také velmi drahý způsob ukládání, zatím nemáme. Bateriové systémy využívané pouze k jednomu účelu nemají v dnešní době ekonomický smysl, i když ceny klesají a technologie se zlepšují. Máme však už připraveno několik menších projektů do zhruba 1 MWh. Budeme je používat pro snižování maximálního výkonu odběru dané soustavy, tak zvanému peak shavingu. Dále je budeme nasazovat k využívání cenových výkyvů elektřiny, tedy k obchodní optimalizaci. Třetí způsob využití bude sloužit již zmíněnému poskytování služeb ČEPSu zařazením do agregovaného bloku. V tuto chvíli máme vytipovaných asi sedm lokalit, v nichž plánujeme výkony od 100 kW do 1 MW, vždy však půjde o vícefunkční využití.

Vedle toho pracujeme také na ukládání energie do vodíku, které by měly pokrývat dodávky fotovoltaik a kogenerací. Později se chceme pustit také do výroby vodíku ze zemního plynu, nicméně nikoliv klasickým frakčním zpracováním, ale s dodatečnou technologií zachytávání a zpracování uvolněného uhlíku, tedy způsobem výroby Evropskou unií akceptovatelného „modrého“ vodíku. Je to jednak cesta, jak poskytnout vodík zákazníkům, kteří ho potřebují, a zároveň cesta k navýšení flexibility zdrojů.

Nakolik ovlivňuje vaši strategii tzv. Zelená dohoda? Podmínky ČR nejsou pro masivní rozšiřování slunečních (pominu-li střechy domů) ani větrných elektráren ideální, možnosti vodních zdrojů jsou z většiny vyčerpané. Jakou cestou tedy rozšiřujete své portfolio?

Nejjednodušším způsobem je výstavba kogeneračních jednotek. Ty navíc při výrobě v místě spotřeby nekladou ani velké nároky na infrastrukturu z hlediska přenosu. Navíc tak lze snižovat i objem ztrát, ke kterým v přenosové soustavě nutně dochází. Jde o zdroj, který při vhodné volbě akumulační nádrže dokáže také výrazně zvýšit efektivitu daného systému.

Aktuální cenová situace navíc decentrální výrobě nahrává více než kdy jindy. Zatímco vloni měli zákazníci silovou energii za řekněme 1 200 korun, dnes už ji mají i za 4 000 korun. Návratnost investic je tak podstatně rychlejší.

Dalším zdrojem jsou fotovoltaické jednotky či elektrárny (FVE), přičemž upřednostňujeme přístup přímého připojení do distribuční soustavy, a to z mnoha důvodů. V současné době sice připojené FVE za odběrové místo zákazníka přinášejí solidní úspory, ale ve chvílích, kdy ceny naopak klesají, bývají ztráty i výrazně vyšší. Dalším argumentem je, že připojením za odběrové místo klesá vlivem vlastní spotřeby obchodní kvalita elektřiny. Pro rok 2022 jsme jednomu zákazníkovi vyjednali cenu cca 3 000 Kč/MW právě díky přímému napojení do distribuční soustavy, díky charakteru a hodinovému diagramu dodávky. Pokud by měl FVE připojenou za odběrové místo, dosahovala by cena jen zhruba 800 Kč/MW, a to už je podstatný rozdíl. FVE by určitě měly být součástí agregovaného bloku.

Další cestou jsou bioplynové stanice. Také tam je možné výrobu elektřiny na dobu až několika hodin přerušit, protože nádrže kumulující bioplyn je zapotřebí pravidelně doplňovat. Aktuálně máme ve virtuální elektrárně jednu bioplynku, ale určitě hodláme v této oblasti navyšovat.

Tím je náš potenciál v oblasti „zelené“ energie v podstatě vyčerpán, protože jak jste už sám zmínil, potenciál vodních zdrojů a možností akumulace je velmi omezený. Počítáme tedy i s klasičtějšími zdroji, jako jsou elektrokotle. Počítáme i s větším zdrojem na bázi spalování plynu, který bude po uzavření uhelných elektráren nezbytný. Pak se totiž extrémy cenových výkyvů ještě výrazně zvýší, podle mého názoru možná i více než trojnásobně.

Pomůže jistě také už zmíněná vodíková cesta. Výstavba vodíkových elektrolytických projektů by ale měla jít ruku v ruce právě s odstavováním uhelných elektráren. K tomu ovšem chybí funkční a koordinovaná strategie, která je velmi důležitá. Budeme čelit nebezpečné situaci vyplývající z nedostatečného výkonu elektráren pro spolehlivé zásobování zákazníků. Do vodíkových technologií musejí směřovat masivní investice, jejich výrobci mají omezené kapacity a potřebujeme další vývoj jednotlivých technologií od výroby, přes skladování a dopravu vodíků. Bez koordinace tak nelze investice v této oblasti rozumně plánovat. Pro flexibilitu jsou samozřejmě vhodné i velké klasické zdroje využívající pro výrobu elektřiny zemní plyn.

Nesmím zapomenout ani na to, že naši zákazníci mají v našich LDS i své vlastní výroby. Aktuálně jsme třeba v jednání se dvěma slévárnami, které mají také nějakou flexibilitu a budeme hledat i další možnosti. Nicméně jak už jsem uvedl, regulace na straně zdrojů výroby energie je mnohem jednodušší než sahat do průmyslových procesů zákazníků. Ale i to je významná cesta. Počítáme s tím, že do roku 2030 budeme mít nějakých 15 MW právě i na straně zdrojů spotřeby.

Regulace takové rozmanitosti zdrojů v závislosti na mnoha parametrech klade vysoké nároky na systém řízení. Vyvíjíte si ho sami?

Systém pro řízení flexibility musí být opravdu velmi komplexní. Vyžaduje např. spolehlivé a rychlé komunikační kanály mezi zdroji flexibility a centrálou, abychom měli v každé sekundě informace o chování jednotlivých zdrojů. Řešení si vyvíjíme sami. Vycházíme ovšem z toho, že po technologické stránce jde o stejný systém jako pro řízení sítí, je to v podstatě SCADA [supervisory control and data acquisition, tedy dispečerské řízení a sběr dat – pozn. red.]. Jde o systém, nicméně postavený na stejné platformě doplněný o další funkcionality.

Další částí je „komunikační dálnice“ směrem ke společnosti ČEPS, která je naším hlavním zákazníkem pro využívání flexibility. To je jiný systém, ale vyvíjíme si ho rovněž sami, respektive ve spolupráci s IT partnerem.

Jiné moduly pak řeší například predikci jednotlivých zdrojů, a tedy vlastní optimalizaci. Tam už nevystačíme s daty z našeho systému, potřebujeme mít také rozhraní na externí zdroje dat, například s predikcí počasí. Není to potřeba jenom kvůli predikci výkonu FVE, ale i třeba z důvodu predikce spotřeby tepla. Tento modul je postaven na matematických optimalizačních modelech, ten nevyvíjíme sami, ale jsme v jednání s partnerem, který ho má již hotový, a my ho do základního systému pouze implementujeme formou zásuvného modulu.

Další moduly jsou ovlivňovány například v závislosti na informacích z energetických burz a slouží k podpoře rozhodování, zda flexibilitu zobchodujeme sami na určitý časový usek dopředu, nebo zda ji ponecháme v režimu ročních, měsíčních nebo denních obchodů. Systém je tedy náš, nechceme být v tomto ohledu závislí, některé z modulů však nakupujeme.

Jakým způsobem vybíráte nové zdroje, které v dané lokalitě nakoupíte či vybudujete?

U stávajících LDS, které jsme nakoupili, postupujeme tak, že se snažíme poznat potřeby místních zákazníků, a to i s výhledy do budoucna. Na tomto základě pak řešíme rekonstrukce, získávání či dobudování vhodných zdrojů, např. nákupem kogenerační jednotky. Tak, aby zvolené řešení bylo přínosem pro obě strany.

Situace u nových LDS není jednoduchá, protože developeři byli zvyklí projekt zrealizovat a prodat bez větších problémů. Dnes ale musejí plnit poměrně přísné ekologické a energetické požadavky a tady jim to často nevychází. Bez fotovoltaiky se dnes téměř nedá stavět. My se jim pak snažíme být k ruce a pomáhat s optimalizací. Často jsou řešením právě FVE, kogenerace nebo i tepelná čerpadla doplněná akumulační nádrží. Ty poslouží i jako obrácená kogenerace, tedy elektřinu umějí i spotřebovávat, respektive přeměňovat na teplo k dalšímu využití. Jsou vhodným řešením například pro velká města, kde nelze instalovat kogenerací např. z důvodu zpřísněných limitů na emise. Jde tedy vždy o individuální řešení pro daného zákazníka či daný projekt. 

Zveřejnili jste také záměr vstoupit do segmentu dobíjecích stanic. Ty budou rovněž budované primárně na základě potřeb vašich klientů, nebo se zde budete řídit jinou strategii?

Máme připravené tři základní modely, kdy zajistíme zákazníkům plný komfort. V případě, že bude sloužit jednomu zákazníkovi, je to poměrně jednoduché. Do výkonu 22 kW není zapotřebí ani stavební povolení. Takových zákazníků však není mnoho. I v tom případě však zákazník potřebuje backendový systém pro správu uživatelů.

Pokud zákazníkovi nevadí, že v místě budou dobíjet i jiní uživatelé, pak jde o naši investici a správu uživatelů vyřešíme my, včetně správy cen, pro různé typy uživatelů.

Z pohledu obchodních modelů přichází do úvahy varianta, kdy nabíjecí stanici postavíme, připojíme pro zákazníka. Z jeho pohledu jde o další odběrné místo. Druhou cestou je, že projekt zafinancujeme my a klientovi pronajmeme za fixní cenu. Třetí cestou je, že zákazník odebírá podle své potřeby a platí spotřebované kWh.

I dobíjecí stanice však mohou být součástí flexibility systému virtuální elektrárny. Zvláště pak pokud je doplníte bateriovým systémem. O využití baterií v elektroautech jako o zdrojích elektřiny neuvažujeme, přestože je to teoreticky možné.

Vaše podnikání v oblasti VE opírá o celou řadu technologií. Spolupracujete také na jejich vývoji, nebo je získáváte jiným způsobem?

Spolupracujeme se společností specializující se na market research jednotlivých technologií. Díky ní získáváme přehled o nástupu nových technologií a s její pomocí vybíráme i konkrétní technologie vhodné pro daný projekt. To se týká i zmíněných aktivit v oblasti vodíku. Hledáme i pilotní projety, na kterých chceme nové technologie otestovat a ověřit jejich masivnější využití.
 

Tento text byl publikován v tištěném vydání Technického týdeníku, autor: Michael Málek