Méně slunečního záření snižuje zisky solárníků i náklady na podporu fotovoltaiky

Reportéři ČT24 se zajímali o souvislosti fotovoltaiky a počasí a o význam předpovědí počasí. Záměr reportáže shrnuli do následujících tří otázek.

Otázka 1: Podle tvrzení skupiny ČEZ i správce sítí ČEPS jsou letošní výsledky zimy a jara zatím ovlivněny nedostatkem slunečního svitu, hodnotí toto období jako horší než v roce 2011 či 2012, jak moc velkou roli hraje přímý dopad slunečních paprsků, v čem má oblačnost negativní dopad? O kolik to snižuje výkon? Řádově?

Určitý problém je, že se srovnává s roky 2011 a 2012, které byly z hlediska slunečního záření výrazně nadprůměrné. Toto tvrzení je obtížné prokázat, protože Český hydrometeorologický úřad zablokoval přístup k údajům o době trvání slunečního svitu, které byly od roku 1998 až do roku 2011 na jeho stránkách volně dostupné. K dispozici jsou pouze data amatérských meteostanic, viz obrázek 1. Podle výroby elektřiny ve fotovoltaických elektrárnách (FVE) kterou uvádí Energetický regulační úřad (ERÚ) byla úroveň slunečního záření odhadem o 10 % nad dlouhodobým průměrem za delší období (30 let nebo více). Provozovatelům větších fotovoltaických elektráren to částečně kompenzovalo ztrátu způsobenou solární daní, mnozí by jinak zkrachovali.

Obrázek 1: Doba trvání slunečního svitu podle amatérské meteostanice v Počátkách [zde]

Celkově byla v předchozím desetiletí úroveň slunečního záření vyšší, než je dlouhodobý průměr za roky 1961 až 1990, viz obrázek 2. Je však v tomto okamžiku obtížné určit, zda se jedná o důsledek globálního oteplování, odsíření elektráren, nebo nižší sluneční aktivity. Na seriózní odpověď bychom potřebovali několik desítek let.

Obrázek 2: Roční variabilita slunečního záření [CHMI]

Obrázek 3: Měsíční variabilita slunečního záření [CHMI]

V jednotlivých měsících se odchylky od dlouhodobého průměru pohybují v mnohem širším rozsahu, často i více než 20 % nahoru, ale zejména dolů, viz obrázek 3. Soudit z výroby za první čtyři měsíce na výsledky za celý rok je proto velmi odvážné, zvláště pokud si uvědomíme, že nejslunečnější měsíce teprve přijdou.

Tabulka 1: Vývoj technicko-ekonomických parametrů
fotovoltaických elektráren [ERÚ]

Energetický regulační úřad upravil v roce 2009 metodiku výpočtu výkupní ceny tak, že zahrnuje předpoklad vyšší výroby elektřiny z fotovoltaických elektráren, viz tabulku 1.

Vliv oblačnosti je samozřejmě výrazný. Přímé sluneční záření – to je ta část, kterou lze pomocí čočky zaostřit do jednoho bodu – se na celkové výrobě fotovoltaických elektráren v České republice podílí zhruba polovinou. V létě, přesněji za slunečného počasí, je tento podíl vyšší. V zimě, kdy je mnohem častěji zataženo, naopak dominuje difúzní záření. Maximální výkon přímého slunečního záření při kolmém dopadu paprsků je asi 1 kW/m². Druhá složka – difúzní záření – je energeticky méně vydatná, obvykle kolem 100 W/m², a jen zřídka nad 200 W/m², naopak v zimě při intenzivní oblačnosti může i v poledne klesnout pod 50 W/m². Difúzní záření se vyskytuje při jasné i při zatažené obloze, jeho úroveň závisí na intenzitě oblačnosti. Další jeho vlastností je, že působí ze všech směrů přibližně stejně.

S úrovní slunečního záření souvisí náklady na podporu fotovoltaiky. V letech 2011 a 2012 bylo slunečního záření více, což se promítlo do korekčního faktoru, který je v letošním roce kolem 5 mld. Kč. Na základě zkušeností z předchozích let odhaduje ERÚ náklady na podporu fotovoltaiky v letošním roce na 24 mld. Kč. Pokud by slunečního záření bylo v letošním roce méně, budou i tyto náklady nižší.

Otázka 2: Podle ČEPSu komplikují nákupy a vyvažování zdrojů elektřiny třeba špatné predikce počasí – odhaduje se dobré počasí, lepší výkon, pokud to ale nevyjde – následují špatné odhady výroby elektřiny ve FVE a ČEPS používá podpůrné služby a zdroje, a to je pak na poslední chvíli hodně drahé, je v tomto situace ČEPS opravdu složitá?

Nejdříve je dobré si uvědomit, že ČEPS tak jako tak nakupuje podpůrné služby pro případ výpadku Temelína (největší zdroj v soustavě). Druhá otázka je, kolik je takových případů předpovědi počasí, kdy je odchylka výroby fotovoltaiky větší, než jsou schopny pokrýt nakoupené služby. Podle informací ČEPS je takových dnů jen několik v roce. Náklady jsou v takovém případě vysoké jen zdánlivě, v daných hodinách jsou sice několikanásobně vyšší, než za normálních okolností, ale protože takových hodin je během roku málo, je vliv na celkové náklady na regulaci elektrizační soustavy poměrně nízký.

Samozřejmě, že když má ČEPS regulovat soustavu, v níž část zdrojů mění výkon podle počasí, je situace složitější, než bez těchto zdrojů. Na druhou stranu se paralelně vyvíjejí počítačové systémy i předpovědi počasí, což dispečerům v jejich práci pomáhá. Problematických situací, kdy předpověď takzvaně nevyjde, je poměrně málo – několik ročně, ale ani v těchto případech se nejednalo o komplikace, které by ohrožovaly bezpečnost elektrizační soustavy.

Určitý problém představuje skutečnost, že ČEPS uzavírá plán výroby na celý den v poledne předchozího dne. Znamená to, že využívá předpověď počasí až na 36 hodin dopředu. Pak se samozřejmě občas stane, že se skutečnost od předpovědi odchýlí o více než 500 MW. Předpovědi na kratší dobu jsou přesnější. Například předpovědi na 3 nebo 6 hodin se od následující reality odchylují jen nepatrně. I v případě velkých odchylek předpovědi je na přípravu řešení dost času, protože rychlost změny výkonu se pohybuje kolem 100 MW/15 minut, což je méně, než největší blok (1000 MW v Temelíně), který může vypadnout bez výstrahy v řádu minut.

Že je popsaný problém alespoň částečně řešitelný, je zřejmé už z toho, že existují obchodníci, kteří využívají skutečnosti, že umí odchylky výroby predikovat s takovou přesností a předstihem, že tuto výhodu využívají ve svých obchodních modelech.

S řešením výkyvů výroby fotovoltaických elektráren by z velké části mohly pomoci inteligentní sítě (Smart Grids), jenže ty jsou v České republice odmítány s tvrzením, že máme HDO (hromadné dálkové ovládání elektrospotřebičů). Inteligentní sítě však umí mnohem více, než dnes již poněkud zastaralé HDO.

Pokud by mezi fotovoltaickými elektrárnami dominovaly malé systémy na střechách rodinných a bytových domů, měli by dispečeři ČEPS práci mnohem jednodušší. Provozovatelé malých FVE totiž raději přebytky výroby využijí k ohřevu teplé vody, než aby je dodávali do sítě za cenu, která se dnes pohybuje kolem 50 haléřů za kilowatthodinu.

Otázka 3: Vyplatí se provoz FVE v případě dlouhodobého nepříznivého počasí?

Otázka není úplně jasná. Pokud se jedná o horší počasí v řádu měsíců, obvykle provozovatel najde finanční zdroje na překlenutí nepříznivého období, pravidelně je například výroba v zimních měsících nižší, než v létě. Pokud by se však snížilo množství slunečního záření v několika po sobě následujících letech, mohl by to být pro provozovatele FVE problém. Jenže skutečnost, že letos sluníčko svítí méně, než v předchozích dvou letech, je nutno doplnit informací, že předchozí dva roky byly mimořádně slunečné. Výkupní ceny jsou přitom nastaveny na hodnoty z dlouhodobých průměrů.

Rentabilita provozu FVE závisí mimo jiné na tom, za kolik investor pořídil fotovoltaickou elektrárnu, a jakou má výkupní cenu nebo zelený bonus. Například malá fotovoltaická elektrárna na střeše rodinného domu pořízená za obvyklé investiční náklady, jejíž majitel dokáže většinu elektřiny spotřebovat v domácnosti, se ve většině případů vyplatí i za zhoršených podmínek.

Reportáž ČT24 Postrach pro fotovoltaiky - špatné počasí a nepřesné předpovědi