Ekonomický pohled na malé decentrální zdroje FVE

Ilustrační foto (zdroj: Pixabay.com) Ilustrační foto (zdroj: Pixabay.com)

Podpora výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů energie (OZE) a upřednostňování této energie před energií z fosilních paliv zapříčinila rozvoj velkého počtu malých decentrálních výroben elektřiny v celé Evropě. V přímořských státech dochází k růstu instalovaného výkonu větrných elektráren (VTE) o jednotkovém výkonu několika MW. Vznikají rozsáhlé větrné parky, které jsou budované i v mělkých pobřežních vodách. Na mnoha místech Evropy jsou instalovány fotovoltaické elektrárny (FVE). Z důvodu nižších investičních nákladů na jejich výstavbu v porovnání s jinými obnovitelnými zdroji energie si tyto výrobny elektřiny pořizují i běžní spotřebitelé a vyrobenou elektrickou energii využívají alespoň na částečné pokrytí své vlastní spotřeby. Vzhledem k dotačním programům je v Evropě instalováno velké množství FVE, a to zpravidla malého výkonu. S ohledem na klimatické podmínky jsou možnosti využívání slunce i větru v Čechách velmi omezené. Přesto i zde dochází k rozvoji výroby elektřiny v malých decentrálních výrobnách.

V České republice (ČR) byly decentrální zdroje malého výkonu zprvu připojovány do sítě bez zvláštních nároků na regulaci. Tyto zdroje byly brány jako doplňkové a s ohledem na jejich instalovaný i reálně dodávaný výkon ovlivňovaly elektrizační soustavu jen lokálně. U dodávek elektrické energie do sítě byl nejprve požadován neutrální účiník a rychlé odpojení v případě poruchových stavů v síti. U výroben elektřiny s výkonem přesahující 100 kWe bylo požadováno jednoduché dálkové řízení účiníku a také možnost dálkového omezování dodávky činného výkonu.

V české energetice mají fotovoltaické výrobny elektřiny (FVE) ze všech obnovitelných zdrojů energie nejvyšší hodnotu instalovaného výkonu. Hodnota jejich instalovaného výkonu v roce 2013 dosáhla úrovně 2 132,4 MWp. A přes mírný pokles instalovaného výkonu FVE v minulých letech v roce 2019 hodnota jejich instalovaného výkonu činila 2 061,4 MW. S ohledem na slunečné podmínky na našem území je využití instalovaného výkonu FVE výrazně nižší, než mají státy například v jižní Evropě. Avšak díky dostupným investičním nákladům na výstavbu FVE je tento zdroj elektrické energie mezi zákazníky populární.

Dalším významným obnovitelným zdrojem elektrické energie jsou u nás vodní elektrárny (VE), které představují cca 1 092 MW instalovaného výkonu. I zde však máme velmi omezené možnosti. Budování vodních výroben elektřiny je spojeno s větším či menším zásahem do vodního toku, což bývá častou příčinou obtížného realizování stavby. Poslední suchá období se také výrazně projevila na poklesu výroby elektrické energie z těchto výroben.

Ani pro větrné výrobny elektřiny (VTE) nejsou v rámci naší republiky ideální podmínky. Česká republika není významnou větrnou oblastí, přesto zde v roce 2019 bylo 339 MW instalovaného výkonu ve větrných výrobnách elektřiny. Využití tohoto instalovaného výkonu je oproti FVE téměř dvojnásobné, i když v porovnání s přímořskými státy je v našich podmínkách míra využití instalovaného výkonu VTE pouze poloviční. Masovější výstavbě těchto výroben elektrické energie v ČR brání nejen investiční náročnost, ale také nízká větrnost a tím i dlouhá návratnost vynaložených investic, v neposlední řadě pak i málo vhodných větrných lokalit na výstavbu těchto výroben. Větrné lokality jsou na našem území zejména v horských oblastech, ale tyto oblasti jsou většinou chráněným územím, a tudíž výstavba větrných výroben elektřiny je zde zpravidla nemožná. Vzhledem k omezeným možnostem využívání obnovitelných zdrojů energie na našem území nelze očekávat za současné situace žádné výraznější změny v nárůstu jejich instalovaného výkonu. Současná situace je příznivější zejména pro instalaci FVE malého výkonu, kde jsou pro malé výkony příznivé pořizovací ceny.

Následující graf (Obrázek 2) znázorňuje průměrné využití jednotkového instalovaného výkonu příslušného obnovitelného zdroje energie. Na grafu je zobrazeno množství elektrické energie, které se v daném roce průměrně získalo provozem FVE, VE a VTE o instalovaném výkonu 1 MW. Z průběhu je patrný vliv suchých období na dodávky z VE. Nižší srážky znamenají většinou také nižší oblačnost, a proto se podíl výroby z FVE mírně zvyšuje. Rok 2013, který lze s ohledem na množství srážek zařadit jako srážkově průměrný, se v grafu projevuje zvýšenou výrobou elektřiny z VE oproti ostatním rokům, které jsou sušší. Vyšší míra srážek, a tím vyšší podíl oblačných dnů, se projevila nižší výrobou elektřiny z FVE. V našich podmínkách se v důsledku klimatických změn projevuje mírný nárůst větrných dnů. To se odráží také na zvýšení výroby elektrické energie z VTE.

Současný trend rozvoje OZE spočívá v mírném nárůstu malých domácích FVE určených pro částečné krytí vlastní spotřeby. Jak již bylo uvedeno, vzhledem k nižším investičním nákladům na výstavbu malých FVE, oproti ostatním OZE, se tyto výrobny stávají dostupnější i pro běžné spotřebitele. Pro větší výkony je možné doplnit výrobny FVE o akumulaci a lépe tak využít vyrobenou energii pro vlastní spotřebu. Systémy automatického řízení minimalizují nároky na obsluhu a umožňují vyrobenou energii spotřebovat přímo u daného provozovatele výrobny, a to bez přetoku energie do sítě. Navíc minimální nároky na obsluhu těchto systémů umožňují jejich instalaci i u zákazníků bez elektrotechnického vzdělání. To otevírá nový segment trhu s dodávkou malých FVE. Na trhu je mnoho firem zabývajících se právě dodávkou těchto systémů. Avšak ani provozovatelé malých FVE určených pro pokrytí pouze vlastní spotřeby nejsou zproštěni povinností plynoucí z podmínek pro připojování výroben elektrické energie do elektrizační soustavy. Tyto podmínky musí plnit i v případě, že místo připojení těchto výroben je v odběrném místě zákazníka a vyrobená energie je spotřebována přímo zákazníkem. Zároveň je nutné upozornit, že provozovatel výrobny elektřiny plně zodpovídá za její bezpečný provoz, dodržování zákonů, vyhlášek, případně příslušných norem, pokud je na ně odkazováno. Podíl malých výroben elektřiny se v české elektrizační soustavě neustále zvyšuje. Následující tabulka (Tabulka 2) ukazuje, že i nejmenší kategorie FVE v celkovém součtu představuje instalovaný výkon 94,7 MW. Tyto malé výrobny elektřiny jsou budovány zejména za účelem pokrytí vlastní spotřeby zákazníků. Při slunných dnech pak představují významný zdroj zabezpečující část spotřeby zákazníků na hladině nn.

Jaká bude budoucnost FVE v našich podmínkách je otázkou jejich ekonomické výhodnosti. Budování výroben elektřiny se realizuje z důvodů snížení vlastní spotřeby nebo z důvodu možné dodávky energie do elektrizační soustavy. V současné době již nejsou u nově budovaných OZE dotovány dodávky elektřiny do sítě, ale pouze jejich výstavba. Proto se v tomto článku zaměříme právě na malé FVE, které jsou určeny pro pokrytí alespoň části vlastní spotřeby elektřiny připojených zákazníků.

Pro ekonomické posouzení návratnosti investice na výstavbu FVE je důležitý její celkový přínos, který lze vyjádřit na základě úspor za odebranou elektrickou energii, případně i na základě připočtených tržeb za dodanou elektrickou energii do elektrizační soustavy (provozní náklady FVE byly pro zjednodušení zanedbány). Úspory lze vyčíslit jako cenu elektřiny, kterou zákazník neodebere ze sítě v důsledku vlastní výroby. Platba za odběr elektřiny však kromě ceny za silovou elektřinu obsahuje také položky, které jsou závislé i nezávislé na množství odebrané elektřiny. Jedná se například o služby distribuční soustavy a ostatní položky uvedené v cenovém rozhodnutí Energického regulačního úřadu (ERÚ). Vlastní výroba elektřiny přináší úspory zejména u těch položek, které jsou závislé na množství odebrané elektrické energie.

Ekonomické posouzení výhodnosti instalace FVE

Pořízení FVE je typickým příkladem investice do dlouhodobého hmotného majetku. V současné době podporují jejich instalaci také dotační programy. Je ale otázkou, do jaké míry je tato investice výhodná. Pro vyhodnocení efektivnosti investic se běžně uvažují 3 kritéria, a to výnosnost, likvidita a rizikovost. Obecně platí, že nejlepší investice je taková, která má nejvyšší výnosnost, nejkratší dobu, za kterou se zaplatí vstupní náklady, a nejnižší riziko. K výpočtu doby návratnosti a následně posouzení ekonomické výhodnosti byla použita metoda diskontované doby návratnosti. Kromě diskontu příjmů z investice byla navíc zohledněna inflace u služeb spojených s distribucí energie. Modelové výpočty se zadanými parametry slouží pro názorné posouzení ekonomické výhodnosti investování do FVE a nelze je tudíž aplikovat na konkrétní případy. Na základě přijatých závěrů lze usuzovat, v jakých případech může mít investice do výstavby FVE ekonomický význam.

Boom výstavby FVE proběhl v letech 2008 až 2010, kdy byly poskytnuty štědré provozní dotace s dobou trvání až 20 let. Tyto provozní dotace byly odvozeny od množství vyrobené energie, a to jak pro vlastní spotřebu (zelený bonus), tak pro dodávku do sítě (výkupní ceny). Provozní dotace se u nových FVE postupně snižovaly a zájem o výstavbu FVE klesal. Od roku 2014 se již žádné provozní dotace neposkytují - viz Tabulka 3.

Současné výkupní ceny elektřiny jsou tak nízké, že se ekonomicky nevyplácí výstavba FVE pouze pro dodávku elektřiny do sítě. Pro posouzení ekonomické výhodnosti investice do výstavby FVE byly vytvořeny jednotlivé modely plateb zákazníka za odebranou elektrickou energii, a to při uvažování různých sazeb a také rozdílného vyrobeného množství elektrické energie v závislosti na instalovaném výkonu FVE. V modelových příkladech jsou uvažovány FVE o výkonu 0,75 kWp, 3 kWp a 6 kWp. Při výpočtech se předpokládá, že veškerou vyrobenou energii spotřebuje přímo zákazník. U výkonu FVE 0,75 kWp se neuvažuje s řízením spotřeby, proto jsou zde střídače levnější, než pro FVE o vyšším výkonu. Zamezení přetoků do sítě je tu zajištěno tím, že spotřeba v dané fázi je vždy vyšší, než je aktuální výroba elektřiny z FVE. Navíc střídače do výkonu 800 W nemusí dle platné legislativy splňovat požadavky plynoucí z Nařízení Komise (EU) 2016/631 ze dne 14. dubna 2016, kterým se stanoví kodex sítě pro požadavky na připojení výroben k elektrizační soustavě. Tyto požadavky jsou rovněž obsaženy v připojovacích podmínkách provozovatelů distribučních soustav (PPDS), které určují podmínky připojení výroben k elektrizační soustavě.

Dochází-li při provozu FVE k přetoku elektrické energie do sítě, hrozí zákazníkovi sankce za neoprávněnou dodávku energie. Děje se tak, pokud není sjednána dodávka elektřiny do sítě. Z tohoto důvodu je v modelech s výkony 3 kWp a 6 kWp uvažováno navíc s akumulací elektřiny i s řízeným nabíjením a vybíjením akumulované energie, které probíhá v závislosti na aktuální spotřebě. Tím však tyto FVE vychází investičně mnohem náročněji než malé výkony bez akumulace. Využití vyrobené energie je u nich ale mnohem účelnější.

Úspora plateb za odebíranou elektřinu se odvíjí především od pohyblivé složky poplatků za distribuci a odběr silové elektrické energie. Je však nutné započítat i další položky, a to včetně daně z elektřiny dle zákona č. 261/2007 Sb., o stabilizaci veřejných rozpočtů, ve znění pozdějších předpisů a také DPH dle zákona č. 235/2004 Sb., o dani z přidané hodnoty, ve znění pozdějších předpisů (zejména DPH má významný vliv na velikost úspor, protože zvyšuje cenu o 21 % pro neplátce DPH). DPH je nutné uvažovat pro všechny sazby D (domácnosti). U sazeb C již bude záležet na skutečnosti, zda zákazník je plátcem DPH či nikoli. Výše regulovaných poplatků pro výpočty byla převzata z Cenového rozhodnutí Energetického regulačního úřadu č. 10/2020 a č. 9/2020, kterým se stanovují regulované ceny pro rok 2021.

Platba za odběr elektřiny je tedy dána součtem následujících položek:

  • ceny silové energie, která se stanovuje na komoditních burzách,
  • ceny za distribuci elektřiny, která závisí na distributorovi elektrické energie, v našem modelu je uvažováno s pouze s velkými distribučními společnostmi s počtem připojených zákazníků vyšším než 90 000, kterými jsou ČEZ Distribuce, a.s. (ČEZ D), PREdistribuce, a.s. (PREd) a EG.D, a.s. (od 1. ledna 2021 se název distribuční společnosti E.ON Distribuce, a.s. změnil na EG.D, a.s.),
  • sazby (uvažujeme pouze vzorek často využívaných sazeb: C02d, C25d, C45d, D02d, D25d a D45d),
  • dalších poplatků, jejichž výše se odvíjí od množství spotřebované energie (do těchto poplatků zahrnujeme poplatek na podporu obnovitelných zdrojů ve výši 495 Kč/MWh a také poplatky za systémové služby, které činí 93,3 Kč/MWh).

Celková hodnota vyrobené elektrické energie z FVE a hodnota instalovaného výkonu ve FVE v ČR byla převzata z Roční zprávy o provozu ES ČR pro rok 2019 (ERÚ). Z poměru těchto hodnot byla pak získána hodnota průměrné dodávky elektřiny z 1 kWp instalovaného výkonu, a to ve výši 1,099 MWh/rok. Tato hodnota byla použita pro stanovení roční výroby elektrické energie z FVE. V závislosti na instalovaném výkonu FVE, a tedy i na množstvím vyrobené elektrické energie, lze pro vybrané sazby vyčíslit výši předpokládané roční úspory. Pro vyčíslení úspor je samozřejmě rozhodující, jakou sazbu použijeme. Některé sazby obsahují dva tarify, a to vysoký tarif (VT) a nízký tarif (NT). Využití obou tarifů je spojeno s předpokládanou výší odběru v průběhu denní a noční doby. Denní doba je definována jako doba mezi východem a západem slunce, tedy jako opak noční doby, přičemž součet denní a noční doby je vždy roven 24 hodin (roční průměrná délka denní i noční doby činí 12 hodin). Obecně platí, že v době platnosti vysokého tarifu jsou platby za distribuci elektřiny výrazně vyšší, než platby v době nízkého tarifu. Využívání elektřiny z FVE v době nízkého tarifu přináší proto nižší úspory než ve vysokém tarifu. Nízký tarif je využíván převážně v noční době. Částečně je však využit i v denní době, kdy FVE může elektřinu vyrábět. Naopak platnost vysokého tarifu je buďto celodenní nebo mimo noční dobu, a to v závislosti na použité sazbě. Využití výkonu z FVE v době platnosti vysokého tarifu je dáno poměrem doby trvání vysokého tarifu vztažené k průměrné denní době. Uvedený poměr lze rovněž vyjádřit i procentní hodnotou. Snahou je, aby tato hodnota byla 100%, a tudíž veškerá vyrobená energie z FVE byla spotřebována v době vysokého tarifu. Pokud bude FVE vybavena dostatečnou kapacitou akumulace, lze v době nízkého tarifu vyrobenou energii akumulovat a v době vysokého tarifu ji následně spotřebovávat. Tím se zvýšit podíl využití FVE v době vysokého tarifu až na cílovou hodnotu 100 %. Z ekonomického hlediska se při zadaných podmínkách jedná o nejvýhodnější zhodnocení vyrobené elektřiny.

Sazby C 02d a D 02d mají pouze jeden tarif, a to vysoký tarif (VT). U těchto sazeb proto bude vyrobená elektřina z FVE účtována vždy ve VT. Z tohoto důvodu je v modelu vždy zadána hodnota 100 % pro poměr využití FVE v době vysokého tarifu vůči nízkému tarifu. Tyto sazby mají z uvažovaného vzorku nejvyšší platbu za distribuci a nejvýhodnější zhodnocení výroby z FVE.

Sazby C 25d a D 25d jsou určeny zejména pro akumulační ohřev teplé vody. U těchto sazeb má vysoký tarif dobu trvání celkem 16 hodin za den. Zbývajících 8 hodin je distribuce elektřiny účtována v nízkém tarifu. S ohledem na skutečnost, že nízký tarif bývá aktivován také v denní době a FVE tak může dodávat elektřinu i v NT, je znevýhodnění dodávky z FVE v NT uvažováno i v modelu, a to po dobu 2 hodin za průměrnou denní dobu. Tomu odpovídá poměr 10/12 využití výkonu z FVE bez kumulace v době VT, což je 83,33 % jeho celkové doby trvání (zbývajících 16,66 % je uvažováno v sazbě NT). Pokud je FVE vybavena akumulací energie, je možné vyrobenou elektřinu v době NT akumulovat a tuto elektřinu pak v době VT využít. Tím lze opět do poměru využití VT zadat hodnotu až 100 %, čímž se hodnota úspor zvýší. 

Sazby C 45d a D 45d jsou určeny pro elektrické vytápění obytných objektů. Sazba VT platí po dobu 4 hodin za den a sazba NT je v trvání 20 hodin. FVE bude dodávat elektřinu pouze 4 hodiny v denní době při sazbě VT, ostatní dodávka elektřiny bude v době NT. Pak je výše popsaný poměr pro využití výkonu z FVE bez akumulace v době VT 4/12, tedy 33,33 %. Pokud by FVE byla osazena akumulací elektrické energie, bylo by možné v závislosti na kapacitě akumulace tento poměr zvyšovat opět až na hodnotu 100 %.

Pro výpočet výše finančních úspor je u plateb závislých na množství odebrané elektřiny počítáno s roční inflací 2 %. U cen silové energie není počítáno s trvale rostoucí inflací, protože tato cena je stanovena vývojem na komoditních burzách (Obrázek 3). Na uvedeném obrázku je zobrazen časový vývoj cen elektřiny, tj. cen, za které nakupují dodavatelé. Pro výpočet doby návratnosti investice byla zvolena konstantní cena dodávané silové elektřiny za celou uvažovanou dobu životnosti FVE (viz dále) ve výši 1 800 Kč za MWh. Prodejní cena pro zákazníky je pak vyšší oproti cenám na burze o marži dodavatele.

Rozhodnutí o vložení investic do výstavby FVE je spojeno zejména s prognózou vývoje cen na trhu s energií. Jedná se o predikci růstu cen za silovou energii i regulovaných cen dle cenového rozhodnutí ERÚ. Je zřejmé, že vhodným návrhem akumulace elektrické energie a řízením nabíjecího/vybíjecího cyklu s ohledem na charakter spotřeby, lze snížit hodnotu rezervovaného příkonu. Tím je také možné snížit pevné platby spojené s hodnotou rezervovaného příkonu.

V modelu je diskontována výše úspor tak, aby se zohlednila časová hodnota peněz. Zvolena je diskontní míra 6 %, která zahrnuje alternativní využití vložených finanční prostředků. Výše celkové diskontované úspory je určena dle následujícího vztahu:

kde:
PÚ = peněžní úspora v Kč
n = konkrétní rok investice
Ž = rok konce životnosti instalované FVE
EVÝR = vyrobená energie v MWh
CSIL = cena za 1 MWh silové energie navýšená o cenu za systémové služby a platbu na rozvoj POZE (podporovaných zdrojů energie) v Kč
CDIS = cena za 1 MWh distribuované energie v Kč
i = míra inflace v %
d = diskontní míra v %

Jako každá investice i investice do FVE s sebou nese určitá rizika. Především se jedná o možnou poruchovost či zkrácení životnosti stěžejních komponent, což vede k navýšení nákladů na provoz, a tím i k prodloužení doby návratnosti. K prodloužení doby návratnosti může přispět rovněž pokles cen silové energie na komoditních trzích, pokles poplatků za distribuci a dalších poplatků, které snižují objem uspořených nákladů. V neposlední řadě může investici do FVE ovlivnit také změna sazby DPH a makroekonomický vývoj v České republice, který se promítá jak do uvažované diskontní sazby, tak i do míry inflace.

Pro vyhodnocení návratnosti investice, tj. zda celková peněžní úspora pokryje vyžadované investiční náklady, je nutné znát výši vstupního kapitálu pro pořízení FVE. Pro snížení vlastních investic lze využít dotační programy. Je možné využít například program Ministerstva životního prostředí „Nová zelená úsporám“, který je zaměřený na úspory energií v rodinných a bytových domech. Hlavním cílem programu je snížení produkce emisí znečišťujících látek a skleníkových plynů. Předpokládanou výši dotace na fotovoltaické systémy pro domácnosti v rámci tohoto programu uvádí tabulka (Tabulka 6).

Dotační programy je možné využít rovněž pro podnikatelskou sféru. Každý program má stanovené dotační podmínky a také výši podpory. V modelových příkladech byly použity investiční výdaje uvedené v následující tabulce (Tabulka 7). Pro přesný výpočet ekonomického hodnocení vynaložených investic je nutné pracovat vždy s konkrétními daty, která vychází z návrhu optimální sazby, analýzy časové závislosti spotřeby a volbě optimálního výkonu FVE ve spojení s kapacitou bateriového uložiště. Také u podnikatelské sféry lze dosáhnout velmi významných úspor a tím i přijatelné doby návratnosti vynaložených investic. V rámci inovace se zájem zvyšuje především o instalace na střechách podniků a továren. Další oblastí pro poskytování dotací je splnění cílů národního klimatického plánu, např. v průmyslově znečištěných lokalitách.

Pro zjištění investiční náročnosti výstavby FVE byly osloveny společnosti nabízející jejich kompletní realizace, včetně vyřízení dotací. Na základě obdržených informací byly stanoveny ceny instalací pro jednotlivá provedení.

Při volbě dodavatele FVE je vždy nutné porovnávat zejména kvalitu a spolehlivost dodávaných systémů a ne jen cenu. Z výše vstupní investice není již problém spočítat dobu návratnosti. Minimální doba návratnosti je taková, kdy jsou vstupní náklady na pořízení investice rovny sumě úspor za dobu provozování FVE. Jako limit návratnosti byla uvažována doba 15 let, a to i přesto, že životnost solárních panelů je udávána 25 let. Důvodem snížení limitní návratnosti je životnost střídačů. Ta je ovlivněna charakterem jejich zatížení, vlivem okolní teploty, dostatečným odvodem ztrátového tepla a dalšími vlivy, které se mohou šířit z distribuční sítě v podobě elektromagnetického rušení. Dalším významným prvkem je akumulace elektrické energie. V současné době lze využívat akumulátorů typu Li-ion nebo LiFePo4. Akumulátory Li-ion mají větší měrnou kapacitu, ale mají kratší dobu životnosti než akumulátory typu LiFePO4. U akumulátorů LiFePo4 se udává životnost až 8 000 cyklů, kdy akumulátor bude disponovat stále 80 % jmenovité kapacity. Při průměrném využití dvou cyklů denně bude této hodnoty dosaženo po cca 10 letech provozu.

Výsledky modelované doby návratnosti jsou uvedeny v následující tabulce (Tabulka 8). Pokud je návratnost vyšší než limit návratnosti FVE, je v příslušném sloupci tabulky uvedeno „> limit“. Rok návratnosti je v tabulce zaokrouhlován směrem nahoru. Je třeba znovu zmínit, že sazba D je určena pro domácnosti, proto je u ní počítáno s cenami včetně DPH, a to u cen za dodávku elektřiny a související služby v elektroenergetice, jejichž platba se odvíjí od množství dodané energie. Naproti tomu výpočty pro sazby C jsou uvažovány pouze bez DPH.

Návratnost vynaložených investic lze u FVE s akumulací očekávat pouze u sazeb s vyšší platbou za distribuci energie a také s vyšší platbou za silovou energii, což potvrzují výsledky v tabulce (Tabulka 8).

Z tabulky je patrné, že pro vybrané sazby je dle předpokladu nejvýhodnější realizovat FVE malého výkonu, a to do 800 W. U těchto FVE bez akumulace energie jsou poměrně nízké investiční náklady, což se projevuje na krátké době návratnosti vynaložených investic. Pro větší spotřebu je však úspora zanedbatelná, a právě proto je toto řešení vhodné pouze pro malou spotřebu v řádech jednotek MWh za rok. Pro větší výkony FVE pak uvažované investiční náklady zahrnují také akumulaci elektrické energie. To sice výrazně zvyšuje investiční náročnost výstavby FVE, ale zároveň to umožňuje využít vyšší podíl vyrobené energii v době vysokého tarifu.

Při investiční náročnosti dle tabulky (Tabulka 7) se návratnost vynaložených investic do FVE s akumulací pohybuje zpravidla do 10 let, a to pro zákazníky připojené na úrovni nn, kteří mají sazby s vyšší platbou za distribuci. Zpravidla se jedná o sazby D 01d, D 02d, D 25d, D 27d a D 61d. Vždy je však nutné provést analýzu návratnosti pro konkrétní případ (konkrétní výši investice do FVE, míru úspor v době vysokého a nízkého tarifu a další faktory, které mohou ovlivnit cenu instalace i výši úspor). U sazeb C jsou obecně platby za distribuční služby vyšší, než je tomu u D sazeb. Při předpokládaných cenách instalace FVE (Tabulka 7) lze u sazeb C 01d, C 02d, C 25d a C 27d investice do FVE doporučit jako výhodné. Pokud bude FVE instalována za ceny, jejichž výše odpovídá cenám s dotací, bude výhodné investovat do FVE i pro sazbu C 46d, a to zejména pro neplátce DPH.

V předchozích tabulkách je uvedena orientační doba návratnosti pro výstavbu FVE s využitím dotačního programu nebo bez dotačního programu. S dotačním programem je doba návratnosti u sazeb D 02d, D 25d, C 02d a C 25d od cca 6 do 15 let. To platí zejména pro ty subjekty, kteří nejsou plátci DPH. U sazeb C 02d je investice do FVE velmi zajímavá a má v porovnání s ostatními největší přínos. U sazeb D 45d a C 45d je vzhledem k nízkým platbám za dodanou elektrickou energii většinou doba návratnosti vyšší než 15 let. S ohledem na provozní náklady, nutnou údržbu zařízení a také postupný pokles parametrů instalovaného zařízení lze v současné době předpokládat, že se v těchto případech investice do uvažovaných FVE nevyplatí. Aby byla investice do FVE rentabilní i zde, muselo by v některých případech dojít k výraznému snížení investičních nákladů nebo zvýšení plateb za silovou energii,  případně za distribuční služby.

Připojení na úrovni vn, vvn

Platby zákazníka za odebranou elektrickou energii na napěťové hladině vn a vvn jsou samozřejmě odlišné od plateb na hladině nn. Na vyšších napěťových hladinách si může zákazník zvolit, zda bude platit za odebranou elektrickou energii jednosložkově nebo vícesložkově. Pokud si zvolí jednosložkovou platbu, bude cena za distribuovanou energii vypočítána pomocí sazeb uvedených v tabulce (Tabulka 9). Pro jednosložkovou cenu bude výsledná úspora v cenách pro rok 2021 dána součinem vlastní vyrobené elektřiny a ceny za použití sítí. U sítí vn se pak bude jednat o úsporu za distribuci ve výši cca 3 270 až 3 929 Kč za každou vyrobenou MWh.

U vícesložkové sazby je výpočet předpokládané výše úspory za distribuci složitější a závisí na konkrétních podmínkách a charakteru odběru. Vícesložkový způsob platby zohledňuje výši čtvrthodinového maxima (rezervovaná kapacita - Tabulka 10) a množství odebrané energie (cena za použití sítí - Tabulka 11). Pokud se jedná o FVE připojenou přímo do odběrného místa zákazníka, lze reálně předpokládat výši úspory za distribuci pouze v rozsahu ušetřeného množství odebrané energie. V tomto případě by měsíční úspora byla rovna cenám uvedeným v tabulce (Tabulka 11). K tomu je nutné přičíst úspory za silovou energii a poplatky závislé na odebraném množství elektrické energie, jako je platba za systémové služby.

Akumulace elektrické energie i v tomto případě umožňuje naakumulovanou elektřinu využít zejména v době maximálního odběru, a tím snížit rezervovanou kapacitu. Například snížení hodnoty rezervovaného maxima o 100 kW na úrovni vn s sebou přináší úsporu měsíčních nákladů za odebranou elektrickou energii ve výši od cca 16 072 Kč/měsíc až 19 406 Kč/měsíc v závislosti na konkrétní distribuční společnosti (Tabulka 10). K úsporám vzniklým při snížení odebíraného maxima je nutné přičíst i úsporu za využití sítí, a to včetně úspory za platbu silové energie a ostatních poplatků spojených s odebraným množstvím energie.

Evropská elektroenergetika se vydala ekologickým směrem. To má za následek odstavování velkých neekologických výroben elektřiny a jejich náhradu formou decentrálních ekologických výroben elektřiny. V blízké době bude elektroenergetika také muset zvládnout připravovaný nástup elektromobility. Je však otázkou, jakým směrem se bude elektromobilita dále ubírat. V současné době se vydala cestou akumulace elektrické energie z elektrizační soustavy. Není ale vyloučena ani cesta spojená s využíváním vodíku. Elektroenergetika má na své cestě mnoho rozcestí a rozhodnutí, která budou ovlivňovat zejména cenu za služby v elektroenergetice a také cenu silové elektřiny. Instalace vlastních výroben elektřiny s akumulací elektrické energie přináší snížení závislosti na budoucím vývoji elektroenergetiky. V případě vybudování dostatečných akumulačních kapacit je možné určitou část kapacity nabízet také jako podpůrnou službu pro řízení elektrizační soustavy. U velkých výkonů se může jednat o nabídku podpůrné služby provozovateli přenosové soustavy. Naproti tomu lze předpokládat, že u malých výkonů mohou být podpůrné služby nabízeny pomocí agregátora. Agregátor pak zajistí nasmlouvání požadovaného množství kapacity a výkonu od drobných provozovatelů výroben elektřiny a jako celek bude moci nabízet podpůrné služby v požadovaném množství a kvalitě. Jedná se tak o další možný zdroj příjmu z instalované FVE s akumulací.

Počet instalovaných solárních elektráren meziročně stoupl, a to i přes komplikace způsobené pandemií COVID-19. Profesní sdružení podnikatelů Solární asociace uvádí, že podle dat evropské fotovoltaické asociace SolarPower Europe vzrostl v roce 2020 počet instalovaných solárních elektráren v zemích EU proti předchozímu roku o 11 procent na 18,2 GW. Podle uvedeného zdroje byl v roce 2020 nově instalovaný výkon solárních elektráren v České republice 51,4 v MW, v Belgii 600 MW, v Maďarsku 600 MW a v Polsku dokonce 2 200 MW. V České republice to představuje 6 293 nových solárních elektráren, což je více než dvojnásobek v porovnání s rokem 2019, kdy bylo instalováno 2 905 zdrojů o celkovém výkonu 25,1 MW. Zájem stoupá především o propojení fotovoltaiky s bateriovými systémy či tepelnými čerpadly.

Ing. Gabriela Rainová
Středisko mezinárodních studií Jana Masaryka
Vysoká škola ekonomická, Praha

Ing. František Žák, Ph.D.
Vedoucí inženýr ESS
Photomate, Česká republika

× Full - Emerson