Vliv FVE a samospotřeby na regulované příjmy distributorů bez změny distribučních sazeb

1. Úvod

V současné době jsme svědky masivní veřejné podpory instalace fotovoltaických systémů (jak s bateriemi, tak bez) a příslibu jejich zapojení do tzv. komunitní energetiky s možností sdílení vyrobené elektrické energie. Avšak jen pokud je základní (primární) technická komunitní jednotka definována topologií sítě, tak negeneruje ostatním účastníkům vyvolané vícenáklady. Větší komunitní jednotky jsou samozřejmě možné, avšak pak jde o mix primární komunitní jednotky a obchodního společenství využívající distribuční síť. Pokud by se energie „posílala“ z chalupy na Moravě do bytu v Praze bez podílu na distribučních nákladech a nákladech řízení sítě, posiloval by se jen současný stav, kdy dochází k socializaci vyvolaných nákladů na ostatní účastníky. Nicméně i v případech respektujících topologii sítě dochází k významné redistribuci a socializaci nákladů, a to v důsledku poklesu objemu přenášené energie, což v dnešní tarifní situaci znamená pokles celkových příjmů distributorů, který je pak následně dorovnán zvýšením poplatku za distribuci všem účastníkům v následujících obdobích (revenue cap regulace). Náklady přirozených monopolů, kam distribuce patří, jsou výrazně fixní a všichni těží z toho, že se vzrůstajícím přeneseným objemem a velikostí klesá jednotková cena. Nicméně celkové fixní investice jsou primárně určovány kapacitou sítě a její bezpečností, a nikoliv přeneseným objemem elektřiny v čase. V tomto příspěvku ukazuji pouze samotný efekt přerozdělení v důsledku poklesu objemu přenášené energie a vycházím z modelací Lízal et. al (2023).

Všechny další jevy transformace (vynucené investice, vícenáklady řízení apod.) jsou pak dalšími jednotlivostmi, které se adekvátně přidávají k prezentovanému danému výsledku. Zde je vhodné odkázat na studie Idel (2022) či starší Ueckerdt et al. (2013), které pracují se systémovými náklady, které korektně reflektují celospolečenské náklady. Naopak typicky používané LCOE, například Lazard (2019, 2021) či EIA (2020, a 2022), slouží dobře jako benchmark pro investiční rozhodování výrobců, ale jsou zcela zavádějící pro dohad celkových ekonomických nákladů i nákladů spotřebitele, a tedy i národohospodářských nákladů.

2. Metodika

2.1. Modelová odběrná místa

Pro první přiblížení dopadu FVE a komunitní energetiky na distribuční soustavu je základem statická modelace budov a možné instalace FVE. Modelované budovy jsou alokovány v reálných, ale rozdílných distribučních oblastech definovaných topologií sítě v Praze, tedy PREdistribuce. V rámci jedné oblasti NN se tedy zvnějšku můžeme dívat na danou oblast i jako maximální agregátní komunitu definovanou právě trafostanicí, či jako maximální možnou oblast sdílení bez přesahu do vyšších napěťových úrovní.

Do modelace vstupují reprezentativní budovy umožňující statistický přístup (obytné domy, školy, úřady). Ostatní odběratelé (obchod, továrna apod.) jsou výrazně heterogenní a zároveň k nim distributoři častěji též přistupují individuálně. Rodinný dům má obvykle přebytek FVE v poledne v pracovní den, bytový dům (jak klasický, tak „panelák“) s více byty bývá schopen spotřebovat většinu vyrobené FVE (zejména v případě akumulace do TUV), škola má velké přebytky o prázdninách a budovy s úřady zase o víkendech.

Vybranou oblast můžeme charakterizovat jako ryze smíšenou a Tabulka 1 ukazuje základní rezidentní četnosti v této oblasti dle typu zástavby.

2.2. Varianty instalací

Existují 3 základní modelové varianty pro stávající stav vybrané sítě NN (jedno trafo VN/NN a pod ním odběrná místa – uvedená zástavba). Varianta 0 značí současný stav. Každá z dalších variant byla uvažována bez baterií a s bateriemi, tedy máme šest modelových výsledků.

Varianta 1
Do vybrané lokality je umístěna taková výroba z FVE, aby nedošlo k žádným přetokům do VN v žádném čtvrthodinovém intervalu. Zjednodušeně se dá říci, že taková výroba negeneruje vícenáklady (byť to není úplně pravda – nebyl by problém nadefinovat specifické případy, kde to neplatí, ale jde o realistické zjednodušení, které kvalitativně výsledky neovlivní, a přitom výrazně snižují komplexitu problému i jeho expozici pro netechnické čtenáře).

Varianta 2
Do vybrané lokality je umístěna taková výroba z FVE, aby v sumě byla výroba za rok rovná spotřebě za rok. Jde o oblíbený scénář „zero energy district“, kdy energie za rok vyrobená a spotřebovaná za rok je sice shodná, ale v jednotlivých dnech je to úplně jinak, tedy jsou období, kdy lokalita nic nevyrábí, a naopak, kdy generuje výrazné přetoky.

Varianta 3
Do vybrané lokality je umístěno teoretické maximum výroby z FVE, co se na střechy vejde. Pro zjednodušení se neberou do úvahy častá omezení vyplývající z nosnosti střech. Energie za rok je v sumě na „výrobní“ straně, každá oblast v sumě během roku je čistým výrobcem. Nicméně opět v létě mohutné přetoky ven z oblasti a v zimě je naopak energie „dovážena“.

Pozn. Je vhodné si uvědomit, že v praxi v reálné topologii sítě může dojít k situaci, kdy v dané lokalitě je už Varianta 2 nedosažitelná a splývá s Variantou 3, neboť se narazilo na maximum fyzického limitu možných instalací, aniž se dosáhlo „zero district“ stavu. Tento stav bude v reálu tím pravděpodobnější, čím větší bude omezení plynoucí v důsledku omezení nosnosti střech.

V prvním kroku máme proti současnému stavu (Varianta 0) jeden scénář s praktickým technicko-ekonomickým omezením (Varianta 1). Tuto variantu lze chápat jako situaci, kdy půjde o minimalizaci vyvolaných nákladů na řízení přetoků a posílení sítě (které prakticky nejsou). Výhoda varianty spočívá též v tom, že představuje de facto nevychýlený odhad vyvolané změny, která by se měla „vrátit“ v nárůstku poplatků tak, aby byl zachován regulatorní princip „revenue cap“ aplikovaný v distribuci za současného investičního stavu. Jinak řečeno, jde o odhad čisté „změny“ v tarifních výnosech, protože velikost instalací odpovídá právě té jedné čtvrthodině v roce, kdy se výroba rovná spotřebě, a ještě nedošlo k přetoku.

Další dva scénáře reflektují různá obvyklá řešení nespojitých okrajových podmínek optimalizace připojených FVE, tedy zero-sum district (bilanční – nikoliv ekonomická – optimalizace na vlastní spotřebu) či maximální možné (maximalizace výroby). Tyto dvě varianty však modelově ignorují vyvolané náklady distribuce pro řízení přetoků a posílení sítí, tedy na rozdíl od Varianty 1 jde již o vychýlený odhad, nebo spíše o odhad dolní meze vyvolaných změn. Reálný dopad na ceny při zachování „revenue cap“ proto musí být vyšší.

Na takto definovaný model sítě je použit osvit roku 2022, jde o obdobný přístup, jaký používají Horáček a Sedmidubský (2023), zachycení vlivu počasí se děje pomocí aplikace skutečných dat z nedávné historie. Tím získáme výsledek, který skutečně závisel na nahodilosti počasí v jednotlivých dnech, a přitom nebyl nijak výjimečný z hlediska průběhu roku. Na následujícím grafu je vidět produkce na FVE ve Variantě 1, tedy normalizované tak, aby v době maxima nejlepšího dne došlo přesně k samozásobení, tedy produkce je rovná spotřebě v dané oblasti. Další varianty 2 a 3 jsou pak jen definované příslušným zvětšením instalací buď na úroveň „zero district“ nebo maximum možného. Jelikož jde o více než desetinásobnou velikost proti Variantě 1, tak soběstačnosti se prakticky nedosahuje jen v období listopad–únor, jinak je, až na výjimky, zase téměř vždy.

2.3. Fyzické změny odběrů

Tabulka 2 ilustruje rozdíly variant dle instalovaného výkonu a výroby ve smíšené oblasti. Povšimněme si, že výrobní kapacita Variant 2 a 3 je o řád vyšší (tedy investičně prakticky více než desetinásobně náročnější) než Varianta 1, která nemá dopady vně oblasti a efekt je jen pokles výnosů¹.

Dotační programy výrazným způsobem podporují instalaci bateriových úložišť. Pro modelování vlivu baterií jsou scénáře dále modifikovány tak, že je vždy baterie ve stejné velikosti jako instalovaný výkon FVE, což je i +/− standard, že si lidé instalují obdobnou velikost – nebo o něco málo větší. Z hlediska modelování akumulace má efekt, až když jsou instalace větší, než kolik je okamžitá samospotřeba (aby bylo možné akumulovat), proto ve Variantě 1 akumulace nemůže ještě mít vliv. To je též druhý pohled, Varianta 1 představuje maximální velikost instalací, která ještě není nikdy schopná generovat akumulační potenciál v dané oblasti. Abstrahujeme též od složitější simulace různých strategií nabíjení. Výsledný dopad ve formě citlivostní analýzy s bateriemi a bez baterií ve smíšené oblasti je lépe vidět v následujícím grafu.

Pro úplnost připomínám, že jde o zjednodušenou, statickou modelaci. Tedy nemodeluje se ani optimalizace na straně domácností vzhledem k různým cenám energie během dne a ani možné optimalizační nabíjecí strategie akumulátorů či třeba rozdílné vzorce odběru během dovolených, přitom tyto vlivy mohou situaci vzhledem k řízení poptávky výrazně ovlivnit, jak ukazují reálná data z pilotních průběhových měření EG.D (Krátký et al.(2023)). V tomto smyslu jsou tedy výsledky modelu „optimistické“ z hlediska minimalizace možných druhotných negativních efektů pro přetoky a stabilitu sítě tím, že nemají výpadky samospotřeby v době dovolených, ani negenerují špičky odběru/dodávek dle ceny.

2.4. Změny tarifních výnosů

Současná situace je definována jako 100 % současných výnosů jak na distribuovanou MWh, tak připojení. Ostatní varianty jsou pak definovány jako relativní výnos vůči tomuto benchmarku při reálně definovaném mixu distribučních sazeb v dané lokalitě podle současných sazeb. Výše spočítané změny (poklesy) v odběru v důsledku samozásobení je pak přepočtena portfoliem skutečných distribučních tarifů v dané oblasti.

Zatímco pokles příjmu za distribuované množství elektřiny je ukazatelem velikosti problému z hlediska nutné rebalance tarifů, pokles celkových regulovaných příjmů dává odhad nutného nárůstu tarifů tak, aby zůstal zachován celkový příjem (revenue cap regulace), tedy odhad vyvolaného inflačního impulsu v distribuci. Jen pro připomenutí, jelikož jde o pokles, tak nutný nárůst se musí počítat vzhledem k nové základně. Tedy pokud poklesne příjem na 66,6 %, je nutný nárůst tarifů o 50 %, abychom dostali po změně původní výši příjmů. Pokud je pokles z jednotkové úrovně na hladinu x (bezrozměrně), je nutný nárůst cenové hladiny o [(1/x)−1]*100 %.

Uvedené modelace dokumentují možné razantní změny v distribuci s problematickými finančními a sociálními dopady v důsledku poklesu objemu přenášené energie. Přestože se v modelaci používá FVE, jakožto zdroj se statisticky předpovídatelným průběhem dodávky během roku, tak řada aspektů vyvolaných v distribuci platí i pro jiné zdroje, které nezaručují úplnou soběstačnost a regulovatelnost v libovolném okamžiku odběru i čase (tedy ať jde o predikovatelné sezonní rozdíly nebo naopak méně četné, ale reálně nastávající kombinace jevů ovlivňujících dodávky distribuovaných zdrojů).

Mnohem závažnější je fakt, že i minimalistická Varianta 1 má dopad v poklesu příjmů typicky v rozmezí 5–10 %, jak s bateriemi, tak bez. Tato změna je z hlediska celkové vyvolané změny tarifů sice ještě únosná, je srovnatelná s nedávnými hodnotami inflace. Přesto však je vhodné připomenout, že její nerovnoměrné rozdělení již může mít nežádoucí sociální dopady a též již jde o hodnoty nezanedbatelné pro investiční rozhodování distributorů v regulované oblasti.

Alarmující je však zjištění, že Varianty 2 a 3, které odpovídají reálným pozorovaným investicím vzhledem k pobídkovým (dotačním) investičním mechanismům, vedou k extrémním dopadům, kdy dochází k poklesu celkových regulovaných příjmů minimálně asi o čtvrtinu, s akumulací až o polovinu, a pak samotné platby za distribuované množství klesají o třetinu a s akumulací dokonce o tři čtvrtiny². Tento stav předznamenává naprosto nutnou zásadní změnu tarifů, neboť bez změny by došlo k ohrožení finančního modelu distribučních společností na jedné straně a na druhé k výrazné socializaci vyvolaných nákladů s nerovnoměrným rozdělením nákladů na část populace bydlící v činžovních a panelových domech. Též vede k výrazným rozdílům z hlediska stability soustavy a jejímu chování v zimě a v létě, které však jdou nad rámec zde uvažovaných efektů rozpočítání nezměněných nákladů.

Optimální velikost instalace z hlediska zákazníka za současných tarifních mechanismů bude vykazovat značné nespojitosti v investičním rozhodování. Zákazník nemá buď instalaci vůbec (nebo se pohybuje mezi současným stavem a Variantou 1), nebo je naopak v maximu fyzicky možné instalace nebo, z jeho pohledu, co nejblíže dotačního optima. Tento fakt je podporován současnou strukturou tarifů a nastavením cenových mechanismů podporující přenos vyvolaných nákladů na ostatní účastníky distribuční sítě. Oproti tomu chování na úrovni Varianty 1 bude více spojité v rozhodovacím prostoru zákazníků, což se zpětně projevuje v nižší míře vyvolaných nákladů na ostatní účastníky.

Jelikož však neznáme budoucí tarifní struktury, tak z hlediska minimalizace možných škod či neúčelných investic je za současného stavu národohospodářsky optimálním řešením instalace s minimálními přetoky. Tato varianta na jedné straně negeneruje náklady na posílení sítě v důsledku přetoků a na druhé proto též představuje situaci, kdy výrazné změny jsou ještě řešitelné bez zásadních změn v distribuční síti i společenských dopadů vyvolaných změn a ani není „přeinvestováno“ do FVE.

3. Závěr

K dosažení plné soběstačnosti by bylo potřeba překlenout dlouhé období (minimálně čtvrt roku) omezené generace, tedy typicky listopad–únor. Toho nelze na distribuované úrovni dosáhnout ani s akumulací, a proto nelze očekávat jakékoliv snížení požadavků na zimní maxima v distribuci. Spíše naopak, tak jak dojde k rozvoji teplených čerpadel v důsledku přesunu od uhlí a plynu, dojde k dalšímu nárůstu zimní distribuční špičky. Distribuční síť budeme potřebovat dokonce v posílené podobě a s novým systémem řízení právě pro rozvoj možností komunitního sdílení.

Jelikož náklady distribuce jsou převážně fixní (kapitálové, systém řízení apod.), tak vyšší podíl distribuovaných zdrojů a komunitní energetiky a priori nepovede k nižším celkovým, a tedy ani jednotkovým, nákladům distribuce. Dokonce tomu bude naopak, bude potřeba více investovat, aby síť byla flexibilnější a zároveň s rozvojem distribuovaných zdrojů bude celkově přenášet méně energie (za předpokladu neměnné nebo klesající celkové agregátní spotřeby v důsledku zvyšování efektivity vyžití elektřiny a samozásobení).

Neustále tak dochází ke kontinuálnímu rozevírání nůžek mezi minimy a maximy spotřeby. Oba základní jevy působí stejným směrem, tedy situace za jinak nezměněných podmínek vede k razantnímu nárůstu jednotkových nákladů, a to tím rychleji, čím vyšší bude podíl distribuovaných zdrojů a čím větší rozdíl mezi maximem a minimem povede k růstu požadavků na komplexitu řízení systému distribuce.

Připomeňme, že závislost jednotkové ceny je v principu nelineární, je hyperbolická, a kvůli poklesu celkového objemu, který je ve jmenovateli jednotkových nákladů, se strmost efektu s poklesem zvyšuje. Proto je vhodné minimalizovat jevy a motivace, které povedou k nadměrnému rozevírání nůžek, a to jak vhodně volenými technickými opatřeními, tak správně nastavenými ekonomickými motivacemi.

Jak ukazují výpočty, celkový pokles objemu spolu se současným regulatorním pravidlem postaveným na principu „revenue cap“ může vést k zásadním problémům z hlediska sociální udržitelnosti. Pokud by opravdu došlo k situaci, že pro část obyvatelstva narostou distribuční poplatky na násobek současné hodnoty, zatímco ti, kteří by způsobovali pouze zimní špičku, by (dokonce v důsledku státních investičních dotací) výrazně ušetřili na podílu na nákladech distribuce, jde o socializaci nákladů velmi rizikovým způsobem prohlubujícím sociální nerovnosti (ušetří de facto jen ti majetní a ještě na to dostávají dotaci od všech, tedy těch, kteří nemohou na benefitech komunitní energetiky participovat).

Základem řešení proto musí být nová tarifní struktura, která bude poplatkově reflektovat přesun od rovnoměrné spotřeby ke spotřebě sezónní či dokonce distribuční síti jako pojistce pro případ nepřiznivé souhry vnějších klimatických podmínek. Současná tarifní struktura, navržená pro případ centrální generace elektřiny a zcela hierarchického distribučního systému, je naprosto nevhodná pro současné potřeby komunitní a distribuované energetiky. Dokud nedojde k nápravě, jsou ve hře pokřivené motivace, kdy hlavní úspora není v generaci elektřiny, ale v neplacení distribučních a vyvolaných nákladů. Čím větší v čase bude tento rozpor mezi účetními a skutečnými náklady na distribuci, tím více bude prohloubena poplatková nerovnost, což zvyšuje jak nejistotu, tak následně podněcuje aktivní odpor proti narovnání stavu.

4. Literatura

1. EIA (2020, a 2022): Annual Energy Outlook 2020, a 2022, United States Energy Information Administration.
2. Idel, Robert (2022): Levelized Full System Costs of Electricity, Energy, s. 259 a dále.
3. Horáček, Jan, a Václav Sedmidubský (2023): On-line fyzikální model energetického mixu elektrické soustavy ČR, dostupné na app.energy-mix.cz/
4. Lízal, Lubomír, Hynek Beran a Pavel Hrzina (2023): Vliv masivního nasazení FVE a komunitní energetiky na regulované výnosy distribučních společností a vyvolaná rizika socializace nákladů, 26. konference ČK CIRED, České Budějovice, 14.–15.11.2023.
5. Krátký, Milan, Tomáš Kolacia, Adam Linka, Miroslav Šajdler (2023): Dopad moderních trendů na změny charakteru maloodběru, 26. konference ČK CIRED, České Budějovice, 14.–15.11.2023.
6. Lazard (2019, 2021): Lazard's Levelized Costs Of Energy Analysis.
7. Ueckerdt, Falko, Lion Hirth, Gunnar Luderer, Ottmar Edenhofer (2013): System LCOE: What are the costs of variable renewables? Energy, s. 61 a dále.

---

Poznámky

¹ Citlivost výsledků na typ zástavby nemění principiální výsledky: pro kontrolu byly provedeny podobné modelace na jiných třech oblastech s méně smíšenou zástavbou. Podobný řádový rozdíl platí i pro ostatní dvě modelované oblasti, poslední, třetí oblast, vykazovala rozdíl „jen“ několikanásobný. ... Zpět

² Výsledky modelace ve 3 jiných oblastech, nebyly principiálně odlišné, spíše se projevily některé extrémy v důsledku toho, že oblasti nebyly zcela smíšené, ale vychýlené k určitému typu zástavby. V krajním nepříznivém případě jde o pokles celkově až na jednu pětinu, a v regulovaných dodávkách dokonce na pouhou jednu osminu původních příjmů. ... Zpět

---

Tento článek byl poprvé zveřejněn v čísle 2/2024 odborného časopisu Energetika, který vydává Český svaz zaměstnavatelů v energetice.