Koncom roka 2020 sa ČEPS a SEPS dohodli na zintenzívnení spolupráce. Blackout síce nenastal, ale 8. január 2021 zrejme zostane zapísaný v zozname dôležitých udalostí európskej energetiky s veľkým výkričníkom. Energetikom sa zatiaľ darilo minimalizovať vplyv pandémie COVID-19 na bezpečnosť prevádzky sústavy.
Na naše otázky, čo konkrétne bude spolupráca s ČEPS zahŕňať a aký dopad bude mať na slovenských účastníkov trhu a spotrebiteľov elektriny, ako blízko sme boli začiatkom roku 2021 k blackoutu a ako pandémia COVID-19 ovplyvňuje prevádzku elektrizačnej sústavy, sme sa spýtali Michala Pokorného, člena Predstavenstva SEPS zodpovedného za dispečerské riadenie a obchod.
Podľa zverejnenej tlačovej správy sa koncom roka 2020 prevádzkovatelia prenosových sústav Česka (ČEPS) a Slovenska (SEPS) dohodli na zintenzívnení spolupráce v oblasti obstarávania „služieb výkonovej rovnováhy“ a rozvoja energetických trhov. Čo si pod pojmom „služby výkonovej rovnováhy“ môžeme predstaviť?
Prevádzkovateľom prenosových sústav vo všeobecnosti vyplývajú z príslušnej legislatívy viaceré povinnosti. Okrem zabezpečenia prenosu elektriny pre účastníkov trhu, manažmentu úzkych miest a ďalších povinností, je to aj poskytovanie tzv. systémových služieb (SyS) vrátane dispečerského riadenia a zabezpečenia vyrovnanej výkonovej bilancie medzi výrobou a spotrebou v reálnom čase.
Fenoménom elektriny je, že je neskladovateľná, resp. jej uskladnenie je značne limitované. To znamená, že v každom okamihu je potrebné udržiavať rovnováhu medzi výrobou a spotrebou, pri dodržaní záväzkov vyplývajúcich z medzinárodnej prevádzky (dodržanie cezhraničného salda).
Zjednodušene povedané, keď prídeme večer domov, zrejme každý z nás urobí niekoľko úkonov, ktoré považuje za samozrejmosť – rozsvieti svetlo, dá si na nabíjačku telefón, pustí si televízor, práčku, sušičku, mikrovlnku alebo začne variť na varnej doske. Spotreba domácnosti sa v tom momente zvýši. Tento nárast spotreby je potrebné pokryť výrobou, keďže elektrina sa (takmer) nedá uskladniť. Potiaľ je to relatívne jednoduché.
V skutočnosti však vznikajú odchýlky medzi očakávanou a skutočnou spotrebou elektriny (platí to aj pre výrobu). Ak spočítame odchýlky medzi plánom a skutočnosťou u všetkých spotrebiteľov a výrobcov elektriny, suma týchto odchýlok tvorí tzv. systémovú odchýlku sústavy, ktorú musí SEPS odregulovať. Na tento účel SEPS obstaráva tzv. podporné služby (PpS), z ktorých časť sa v rámci medzinárodne zaužívanej terminológie nazýva aj „služby výkonovej rovnováhy“.
Vyzerá to ako komplexná a technicky náročná téma, prečo ste sa rozhodli spolupracovať s ČEPS práve v tejto oblasti?
Má to 2 roviny. Tou prvou je skutočnosť, že energetika ako taká prechádza obrovskou transformáciou na základe legislatívy prijatej na úrovni EÚ. Čakajú nás významné výzvy v oblasti nastavenia nových pravidiel a transformácie európskej legislatívy do slovenských podmienok, ktoré ovplyvnia všetkých účastníkov trhu. Celá energetika je v tranzitnej fáze, ktorej cieľom je znížiť ekologickú záťaž. Výsledkom bude zmena energetického mixu, v podstate všetkých európskych krajín, ktorá je sprevádzaná nutnou transformáciou trhov, a to nielen s elektrinou, ale aj trhu s podpornými službami. Projekt s ČEPS má ambíciu vytvoriť spoločný trh s PpS. Spoločný trh môže byť ideálnou prípravou pred ďalšou povinnou integráciou na regionálnej úrovni, prospešnou nielen pre prevádzkovateľov energetických sústav, ale hlavne pre účastníkov trhu. Orientácia smerom na ČEPS vychádza zo spoločnej histórie, kedy boli obe sústavy budované ako jedna a robustnosť cezhraničných prepojení s Českou republikou umožňuje vzájomnú spoluprácu. Po dostavbe nových slovensko-maďarských vedení sa nám otvorí priestor na diskusiu v tejto oblasti aj s maďarskými kolegami.
Tá druhá rovina je, ako inak, finančná. Zariadenia poskytujúce PpS sú väčšinou zdroje elektriny, ktorých výstavba je veľmi časovo a finančne náročná. Aj náklady na obstaranie PpS sú v rámci SEPS najväčšou nákladovou položkou, a to aj napriek tomu, že od roku 2010 sa nám podarilo znížiť skutočné ročné náklady na PpS zo 160 na 130 mil. EUR (pri súčasnom zvýšení objemu PpS v porovnaní s rokom 2010). S kolegami z ČEPS chceme posúdiť možnosť obstarania a zdieľania nejakej časti objemu PpS čo môže priniesť ďalšie zníženie nákladov na PpS a tým aj zníženie príslušnej tarify za systémové služby (SyS).
Znamená to, že dôjde k poklesu cien elektriny?
Cena elektriny v sebe zahŕňa množstvo položiek – silová elektrina, tarifa za straty, tarifa za distribúciu, náklady na odchýlku, tarifa za prevádzkovanie systému, spotrebná daň z elektriny, odvod do národného jadrového fondu a samozrejme aj tarifu za SyS. Táto tvorí len cca 4% celkovej ceny elektriny. Ak vezmeme do úvahy priemernú domácnosť so spotrebou cca 3 MWh ročne a tarifu za SyS na úrovni cca 6,3 EUR/MWh, tak priemerná domácnosť prispieva na SyS čiastkou cca 19 EUR/rok. Napriek tomu je naším cieľom hľadať cesty ako fungovať efektívnejšie, avšak tak, aby nebola ohrozená bezpečná a spoľahlivá prevádzka elektrizačnej sústavy. Je dôležité nájsť rovnováhu medzi úrovňou bezpečnosti a cenou, ktorú je na to potrebné vynaložiť.
V ako časovom horizonte očakávate, že sa spoluprácu s ČEPS podarí rozbehnúť?
Rád by som to uviedol na pravú mieru. Spolupráca s kolegami z ČEPS už beží aj dnes, a to hneď vo viacerých oblastiach. V oblasti PpS spolupracujeme pri zabezpečovaní dostatočného objemu PpS typu primárnej a sekundárnej regulácie výkonu a frekvencie, sme súčasťou spoločných projektov 4MMC a GCC a v príprave je lokálny implementačný projekt na vnútrodenné obchodovanie XBID. Všetky uvedené projekty sú pevným základom, na ktorom môžeme budovať ďalšiu spoluprácu.
Novou dohodu s ČEPS chceme doterajšiu spoluprácu posunúť ďalej, a to najmä v oblasti PpS a regulačnej energie. Európska legislatíva ukladá prevádzkovateľom povinnosť vytvoriť spoločný trh s regulačnou elektrinou v rámci projektov MARI a PICASSO. Ďalším krokom bude vytvorenie základov spoločného trhu s podpornými službami. Na tento krok chceme byť pripravení a nastaviť štandardné podmienky pre súčasných i potenciálnych poskytovateľov PpS. Harmonizácia podmienok pri spoločnom obstarávaní PpS môže prilákať nových investorov, od čoho si sľubujeme aj zvýšenie ponuky PpS. Zároveň očakávame aj výmenu informácií v oblasti náročných úprav IT systémov, ktoré sú nevyhnutné pre vstup do platforiem na výmenu regulačnej energie.
Naším cieľom je začať so spoločným obstarávaním PpS s ČEPS už v roku 2023. Ide o veľmi ambiciózny termín, pričom na jeho dosiahnutie je potrebné splniť niekoľko dôležitých čiastkových míľnikov – napr. vstup do projektov MARI a PICCASSO, úprava IT systémov, dohoda s regulátormi a pod. Je tu veľa externých faktorov, ktoré nevieme ovplyvniť, vrátane dĺžky procesu obstarávania a implementácie IT systémov. V niektorých oblastiach nám situáciu do značnej miery komplikuje aj súčasná pandémia.
Spomenuli ste vplyv pandémie COVID-19. Ohrozuje pandémia prevádzku elektrizačnej sústavy?
Vyvíjame maximálne úsilie, aby pandémia negatívnym spôsobom neovplyvnila kvalitu našich služieb pre žiadneho účastníka trhu, vrátane koncových spotrebiteľov. Zatiaľ sa nám to darí.
Na pandémiu v tak obrovskom rozsahu nebol pripravený asi nikto. V rámci SEPS sme okamžite zriadili špeciálnu komisiu a spolu s kolegami sme vypracovali nové špeciálne režimové opatrenia a už niekoľko dní po ohlásení prvého pozitívneho testovaného prípadu v rámci SR sme mali pripravené postupy a procesy na ochranu našich zamestnancov tak, aby bol zabezpečený chod spoločnosti. Tieto sa postupne vylepšujú na základe poznatkov z aplikačnej praxe. Máme prijaté pravidlá pravidelného a nepravidelného testovania zamestnancov. Najvyššiu prioritu majú opatrenia zamerané na ochranu dispečerov a ďalších vybraných zamestnancov, ktorých práca je veľmi špecifická a bolo by problematické ich nahradiť.
Všetky prijaté opatrenia by nebolo možné úspešne aplikovať bez zodpovedného a disciplinovaného prístupu našich zamestnancov. Najmä vďaka ich prístupu sa nám darí udržať situáciu pod kontrolou, čoho dôkazom sú aj veľmi nízke počty pozitívne testovaných kolegov.
Na záver sa nemôžem nespýtať na masívne medializované informácie o situácii, ktorá nastala 8.1.2021. Čo sa vlastne stalo? Hrozil nám blackout?
Rozumiem tomu, že ide o extrémne zaujímavú tému, nielen pre odbornú verejnosť. Osobne som sa snažil prečítať dostupné články, avšak z môjho pohľadu je potrebné počkať na výsledky vyšetrovania tohto incidentu a až následne robiť závery.
My sme zozbierali potrebné informácie od relevantných subjektov v rámci ES SR. Tie budú následne sprístupnené medzinárodnému tímu expertov, ale aj dôsledne analyzované našimi špecialistami, aby sme mohli vyhodnotiť vplyv tejto vážnej udalosti na prevádzku, ale aj správnosť reakcie zariadení pripojených do sústavy na skokovú zmenu frekvencie.
V tejto chvíli uvediem len potvrdené fakty:
• Dňa 8. januára 2021 o 14:05 h sa synchrónne prepojená sústava kontinentálnej Európy (CE) rozdelila na dve separátne časti z dôvodu výpadku niekoľkých sieťových prvkov (Chorvátsko, Srbsko, Rumunsko);
• Po rozpade CE na dve časti k poklesu frekvencie v severozápadnej časti CE na hodnotu 49,74 Hz v rámci intervalu cca 15s (deficit na úrovni 5,7 GW). Potom následne frekvencia v tejto časti Európy dosiahla ustálenú hodnotu 49,84 Hz. V juhovýchodnej časti CE dosiahla frekvencia hodnotu 50,6Hz (prebytok na úrovni 5,7 GW), následne ustálenú hodnotu na úrovni medzi 50,2-50,3 Hz;
• Z dôvodu nízkej frekvencie v severozápadnej časti CE došlo k aktivovaniu nápravných opatrení v severozápadnej časti CE, ktoré zabezpečili, že sa už v čase 14:09 dostala frekvencia v tejto časti na úroveň cca 49,9 Hz;
• Elektrizačná sústava SR (ES SR) bola počas výpadku súčasťou severozápadnej časti CE, t.z. časti s nízkou frekvenciou, boli aktivované opatrenia v zmysle frekvenčného defence plánu. V dôsledku skokovej zmeny frekvencie sme v rámci prevádzky ES SR zaznamenali:
- výpadok výroby v objeme cca 203 MW, z toho OZE 133 MW
- automatický prechod väčšiny výrobných zariadení do otáčkovej regulácie výkonu
- žiaden dopad na koncových odberateľov pripojených do PS.
Treba otvorene priznať, že išlo o najzávažnejší incident od rozpadu prepojenej sústavy kontinentálnej Európy od poruchy v roku 2006, kedy sa rozpadla na 3 ostrovy. Len pre ilustráciu – výška deficitu v severozápadnom ostrove, resp. prebytku v juhovýchodnom ostrove bola na úrovni cca 5,7GW, čo je rádovo o 40% viac ako bolo zaťaženie Slovenska v danom čase. Dnes nevieme povedať ako by to dopadlo, keby pokles frekvencie trval dlhšie – boli by to len špekulácie. Môžeme však konštatovať, že prevádzkovateľom prenosových sústav sa vďaka nastaveným pravidlám podarilo situáciu relatívne rýchlo stabilizovať a odvrátiť prípadné ďalšie negatívne dôsledky, vrátane Blackoutu.