Supergrid elektrické dálnice pro evropskou energetiku 21. století

Elektroenergetika stojí před zásadní přeměnou. Nejde jen o změnu způsobu organizace dodávky elektřiny od výrobce ke spotřebiteli, kterou jsme v uplynulých deseti letech absolvovali na cestě od územně monopolních vertikálně integrovaných energetických systémů k liberalizovanému trhu. Jde o přesun od fosilních paliv k obnovitelným zdrojům, a to v celoevropském měřítku.

Důvody pro strategickou reorientaci evropské energetiky jsou v zásadě dva. Klimatická politika, vedená snahou omezit emise CO₂, znamená prakticky odchod od uhlí jako hlavního zdroje výroby elektřiny v Evropě v průběhu následujících 30 let. Přestože koncepty sekvestrace a ukládání CO₂ jsou ověřovány, je tato cesta zatím příliš nejistá a ekonomicky nevýhodná. Uhelná energetika, vybudovaná zejména v sedmdesátých a osmdesátých letech, během následujících dvaceti letech dožije a pouze v omezeném rozsahu bude obnovena. Zbývá jaderná energie, obnovitelné zdroje a zemní plyn.

Druhým významným strategickým důvodem je energetická bezpečnost. Ve spotřebě ropy se energetická závislost Evropské unie dostane z dnešních 82 % na 94 % v roce 2030, ve spotřebě zemního plynu v témže období z 58 na 83 %. V obou těchto komoditách přitom rozhodující zásoby leží u producentů v politicky nestabilních oblastech, případně využívajících energetickou závislost odběratelů jako mocenskou zbraň. Jaderná energetika je jednou z alternativ řešení, nicméně pro řadu států je doposud politicky obtížně přijatelná. Navíc i zde je Evropa na primárním palivu závislá, i když zásoby se většinou nacházejí v politicky stabilních částech světa. Při pohledu na potenciál obnovitelných zdrojů je zřejmé, že je velmi nerovnoměrně rozdělen.

V současné době je nejslibnějším zdrojem energie větru. V uplynulých patnácti letech prodělaly technologie větrných elektráren bouřlivý rozvoj a v oblastech s vysokou intenzitou větru jsou větrné elektrárny schopné produkovat elektřinu za téměř konkurenceschopné ceny. V zemích Evropské unie je nyní instalováno okolo 84 GW výkonu ve větrných elektrárnách. Výkon, který byl v počátcích rovnoměrně rozprostřen v zemích EU, se nyní začíná koncentrovat do příbřežních oblastí severní Evropy, kde podmínky umožňují využití instalovaného výkonu nad 30 %, zatímco v běžných pevninských podmínkách je méně než poloviční. Do roku 2020 se předpokládá nárůst instalovaného výkonu na cca 200 GW, přičemž rozhodující část přírůstku bude koncentrována právě do příbřežních oblastí a větrných parků na moři, ve vzdálenostech 10 až 50 km od pevniny.

Druhým rozvíjejícím se zdrojem jsou fotovoltaické systémy. Masivní podpora způsobila zejména v uplynulém roce hotovou expanzi tohoto typu zdroje i u nás, přestože přírodní podmínky nejsou vyhovující. Zatímco pro naše území je typické využití instalovaného výkonu sotva 12 %, ve Středomoří dosahuje nejméně dvojnásobku. Při dalším vývoji technologií a poklesu pořizovacích cen je reálné předpokládat, že do roku 2020 budou fotovoltaické systémy ve Středomoří schopny produkovat konkurenceschopnou elektřinu pro průmyslovou výrobu, zatímco v našich podmínkách budou ještě dlouho představovat spíše doplňkový lokální systém výroby elektřiny, užitečný v rámci inteligentních domů v kombinaci s tepelnými čerpadly a skladovacími technologiemi.

Třetím, a ve velkém měřítku perspektivním zdrojem je energie mořských vln. Technologie již byly odzkoušeny a uplatnění je poměrně široké. Zde však již jednoznačně platí, že výkon je lokalizován pouze do periferních oblastí Evropské unie. Rozložení potenciálů, a tím i lokalizace výrob je znázorněna v mapce ( obr. 1).

Strategie orientovaná na maximalizaci efektivního využití obnovitelných zdrojů, útlum uhelných zdrojů a omezený rozvoj zdrojů na zemní plyn tedy povede k postupné koncentraci výroby elektřiny do periferních částí Evropy na severu (větrná energie a energie mořských vln) a na jihu (solární energie). To ovšem znamená transportovat tuto elektřinu z oblastí výroby do míst spotřeby, přičemž půjde o elektřinu s vysokou variabilitou směru a množství dodávky, danou nerovnoměrností výroby závislé na počasí. To je pro evropské energetické sítě zcela nová úloha.

Národní přenosové sítě byly vybudovány v převážné míře v 60. až 80. letech minulého století s cílem propojit místa koncentrované výroby velkých elektráren, stavěných poblíž zdrojů primárního paliva (uhelné doly, přístavy, předávací stanice dálkových plynovodů) s místy spotřeby jako síťová struktura, v níž ze spolehlivostních důvodů jsou uzly mezi sebou vícenásobně propojeny a jsou schopny zajistit nepřetržitou dodávku i při jednotlivých poruchách a výpadcích přenosových zařízení. Přenosové sítě s napěťovou úrovní nejprve 220 kV a posléze 400 kV (budované od 70. let) slouží k transportu elektřiny na území jednoho státu či země a v uzlech jsou propojeny s paprskovitou distribuční soustavou napěťové úrovně 110 kV a nižší, která zajišťuje rozvedení elektřiny k průmyslovým spotřebitelům a dále přes nižší napěťové úrovně k maloodběratelům.

Do 90. let byly národní sítě, integrované na územním principu, dále propojeny jedním či více vedeními se sousedními elektroenergetickými soustavami. Cílem bylo v prvé řadě zajistit výpomocné dodávky a větší spolehlivost soustav při větších výpadcích. Jako doplněk pak umožnit mezistátní obchod s elektřinou v případech krátkodobých územních přebytků či deficitů, vyplývajících z vývoje spotřeby na jednotlivých územích a s přibýváním nových výrobních zdrojů. Liberalizace trhu s elektřinou vyvolala velký nárůst objemu obchodů vyplývající nejen ze strategických vazeb a obchodů mezi národními energetikami, ale i z potřeby optimalizace výrobních nákladů a maximalizace zisků v nadnárodním měřítku.

V období let 1999 až 2004 téměř trojnásobně narostl objem mezistátních výměn. Propojovací i vnitrostátní vedení byla poté v řadě případů zatížena nad své kapacitní možnosti. Proto se začaly implementovat administrativní a plánovací systémy, umožňující omezenou kapacitu rozdělit tržně efektivním a nediskriminačním způsobem. Současně se začaly urychleně plánovat nové přenosové trasy, které měly posílit omezená připojení a odstranit omezení pro obchodování. Oproti minulosti však již nešlo o výměny mezi dvěma státy, ale o toky elektřiny napříč třemi, čtyřmi zeměmi. V hustě zasíťované Evropě to znamená, že zatěžována je prakticky celá evropská síť, s ohledem na své technické charakteristiky často nerovnoměrně. Technicky je náročné zajišťovat její provoz a koordinaci jednotlivých národních systémů. S rozvojem větrných elektráren na severu Německa se od roku 2004/5 začaly objevovat dálkové přenosy elektřiny, vyrobené v těchto elektrárnách, do oblastí jižního Německa, Rakouska a Švýcarska. Tyto přenosy dnes zatěžují celou přenosovou síť ve střední Evropě, často až k hranicím bezpečnosti.

Okolo roku 2008 byl zformulován strategický koncept orientace na masivní výstavbu obnovitelných zdrojů v periferních částech Evropy a začalo se diskutovat o tom, jak tuto elektřinu dostat ke spotřebitelům, tedy do oblastí umístěných většinou uvnitř kontinentu. Je zřejmé, že naplnění této strategie znamená zcela přebudovat dosavadní energetickou síť, zmnohonásobit její kapacitu a zajistit i její společné nebo velmi úzce koordinované řízení na úrovni celé unie. Už při těchto úvahách se objevila řada problémů a otevřených otázek. V synchronně propojené a husté síti Evropy jsou dálkové přenosy problematické nejen velkým objemem paralelních a kruhových toků, ale i značnými útlumy způsobujícími poklesy napětí, ztrátami v sítích a nutností rozsáhle využívat zařízení pro kompenzaci těchto útlumů. Kromě samotných ztrát tak zejména narůstají provozní rizika při zvládání větších poruch a zamezování jejich šíření.

Jako strategická odpověď na tuto výzvu se zrodil koncept Supersítě (Supergrid), tedy nadřazené sítě elektrických „dálnic“, která bude představovat páteřní transevropskou dopravní cestu a zajišťovat dálkové přenosy z oblastí výroby do hlavních (národních) uzlů spotřeby. V nich bude napojena na existující přenosové sítě a jejich prostřednictvím pak distribuována dále do distribučních sítí. Tato transevropská dopravní cesta bude založena na vysokokapacitních vysokonapěťových kabelových vedeních pro stejnosměrný proud, který bude v propojovacích uzlech konvertován na střídavý. Technologie je již dostupná a běžně je využívána pro podmořské kabely. S využitím pro pozemní vedení se zatím nepočítalo, neboť je mnohonásobně (více než desetkrát) dražší než klasické nadzemní vedení. Nicméně pro omezený počet dálkových stejnosměrných vedení se dobře hodí.

Lze předpokládat, že problémy povolovacích procedur a přístupu k pozemkům, které brzdí výstavbu klasických vedení, budou stejné nebo ještě větší i při výstavbě těchto superdálnic. Předpokládá se, že první vedení do uzlů uvnitř kontinentu budou k dispozici až po roce 2020. Poměrně rychle však lze zvládnout výstavbu podmořských vedení. Plány počítají v první fázi s vybudováním podmořské sítě propojující severní a západní části Evropy (Skandinávii, Dánsko, východní pobřeží Britských ostrovů, severní a západní pobřeží Evropy). Již v první fázi se však počítá s dálkovým vedením protínajícím Německo od severu k jihu a zajišťujícím přenos elektřiny ze zdrojů v Severním moři. V dalších fázích pak dojde k propojení s centry spotřeby ve Francii, Španělsku, Itálii a v zemích střední Evropy. Energie získaná z větru na severu a ze solárních parků na jihu pak bude injektována přímo do průmyslových center tvořících těžiště spotřeby. Z nich pak bude v rámci území rozváděna klasickým 400 kV vedením přenosové soustavy a dále distribuována prostřednictvím distribučních soustav. Jak by mohla vypadat cílová podoba supersítě, ukazuje obr. 2.

Podrobnější představy již zpracovávají nejen výzkumné ústavy a think tanky, ale i sdružení průmyslových podniků, z nichž pravděpodobně vzejdou i konsorcia investující do těchto dálnic (např. skupina Friends of the Supergrid sdružující velké evropské energetické společnosti a dodavatele energetických zařízení).

Pro energetiku ČR to představuje strategickou výzvu. Pokud chceme být nadále významným vývozcem, měli bychom usilovat o to, aby jedno až dvě propojení Supersítě bylo vyvedeno do uzlů naší přenosové soustavy. To nejen udrží vývozní možnosti, ale zajistí i dostatečnou infrastrukturu pro plnou integraci našeho trhu s elektřinou se západoevropskými strukturami.

Pro realizaci tohoto projektu však zbývá ještě vyřešit řadu zásadních otázek. Ty nejsložitější nejsou ani tak technologické, ale politické, organizační a finanční. Supersíť i jednotlivá vedení procházejí územím mnoha států a smysl mají jako jeden celek. Proto je nutné zajistit koordinaci či sjednocení povolovacích procedur ve více evropských státech. Priority ve výstavbě musejí vycházet z logiky postupné výstavby a propojování, nikoliv z národních zájmů a ambicí států. Financování v dnešním modelu rozvoje sítě, ve kterém výstavbu sítí platí tarifní plátci v jednotlivých zemích, prakticky není možné. Buď bude vytvořen celoevropský projekt financovaný z prostředků EU, a bude to největší finanční projekt v historii unie, nebo bude na rozdíl od užívání stávajících sítí přístup do Supergridu zpoplatněn. S ohledem na skutečnost, že jádro dodávky bude tvořit obnovitelná elektřina dotovaná jednotlivými státy, je i tento model značně problematický.

Dojde-li k dokončení integrace evropské energetiky, pak buď dojde i k integraci provozovatelů soustav (ať již vlastnickou koncentrací či administrativními nástroji), nebo bude projekt „zezelenění“ evropské energetiky velmi obtížně uskutečnitelný. Ambice velkých průmyslových skupin EU sahají přitom ještě dál. Megaprojektem po roce 2030 má být DESERTEC, v jehož rámci mají být vybudovány obří solární parky na Sahaře s výkonem přesahujícím 100 GW, které budou připojeny právě do jižních uzlů supersítě.