Regionální koordinace v přípravě provozu

ABSTRACT: European regulations, but especially substantial changes in the operation of transmission systems, lead TSOs towards deepened cooperation at regional level. This is most evident in the calculation of transmission capacities for cross-border trade and security of operation analyses, but is also crucial for planning future system adequacy.

Přenosová soustava České republiky, kterou vlastní a provozuje společnost ČEPS, není izolovaným ostrovem, ale součástí propojené evropské sítě, synchronní zóny Kontinentální Evropa. Propojené přenosové soustavy (PS) se ale vzájemně ovlivňují, objevují se neplánované přetoky elektřiny a hrozí šíření poruchy z jedné přenosové soustavy do jiné. To představuje potřebu vzájemné koordinace se zahraničními provozovateli přenosových soustav (PPS), počínaje jejich rozvojem přes plánování přípravy provozu až po operativní řízení zajištěné jednotlivými technickými dispečinky PPS.

Základy dobrovolné regionální koordinace byly položeny v roce 2008 založením iniciativy TSC, u jejíhož zrodu stála i ČEPS, a Coreso. Potřeba intenzivnější spolupráce mezi PPS se ukázala především po velké poruše dne 4. 11. 2006, kdy se synchronní zóna Kontinentální Evropa v důsledku dominového výpadku vedení rozpadla na tři menší ostrovy, a byla tak blízko úplnému blackoutu. V roce 2014 byla založena společnost TSCNET (celým názvem TSCNET Services GmbH), která doplnila iniciativu TSC a jejímiž akcionáři jsou jednotliví PPS včetně ČEPS. Kromě TSCNET a Coreso vznikly také další společnosti: SCC – Balkán, Nordic RSC – Skandinávie a Baltic RSC – Pobaltské státy.
 

Obrázek č. 1: Mapa RSC

Zdroj: www.tscnet.eu

Legislativní povinnost koordinace a usta- ­­novení tzv. RSC (Regional Security Coordinator) vychází až z přijetí sady nařízení Evropské komise v roce 2015, respektive 2017, především CACM (nařízení Evropské komice (EU) č. 2015/1222 ze dne 24. července 2015, kterým se stanoví rámcový pokyn pro přidělování kapacity a řízení přetížení) a SOGL (nařízení Evropské komice (EU) č. 2017/1485 ze dne 2. srpna 2017, kterým se stanoví rámcový pokyn pro provoz elektro­energetických přenosových soustav), jimiž jsou na RSC delegovány úkoly a služby poskytované provozovatelům přenosových soustav. Rozšířená legislativní povinnost regionální koordinace přichází s přijetím tzv. Zimního balíčku v roce 2019, známého pod zkratkou CEP (Clean Energy for All Euro­peans – Čistá energie pro všechny Evropany). CEP, resp. nařízení Evropského parlamentu a Rady (EU) č. 2019/943 ze dne 5. června 2019 o vnitřním trhu s elektřinou, mění název RSC na tzv. RCC (Regional Coordination Centre – regionální koordinační centrum), které pracuje v tzv. SOR (System Operation Region – region pro provoz soustavy).

Česká republika je členem SOR s názvem Central, který pokrývá geografickou oblast téměř celé kontinentální Evropy (od Francie po Rumunsko) a Irsko. U jednotlivých SOR jsou dále definovány menší regiony, v rámci kterých probíhá koordinovaný výpočet přeshraničních kapacit a analýza bezpečnosti provozu, tzv. CCR (Capacity Calculation Region – region pro výpočet kapacit). Česká republika je pak součástí CCR Core, jehož rozsah je oproti SOR Central menší o Itálii a Irsko. Nařízení EU 2019/943 deleguje na RCC další úkoly, mezi něž spadá například:

• koordinovaný výpočet kapacit,
• koordinovaná analýza bezpečnosti provozu nebo
• výhled výkonové přiměřenosti systému.

Níže jsou popsány podrobně jednotlivé činnosti těchto tří úkolů.
 

Obrázek č. 2: Geografický rozsah Core CCR

Zdroj: ČEPS, a.s.
 

KOORDINOVANÝ VÝPOČET KAPACIT

Jedna z činností PPS je stanovení limitů pro přeshraniční obchodování s elektřinou, tj. výpočet přeshraničních přenosových kapacit.

V minulosti prováděl každý PPS výpočet přeshraničních přenosových kapacit sám. Postupoval přitom podle pravidel platných v zemi jeho působnosti (v České republice Kodex PS). Každý PPS k výpočtu používal jemu dostupná data a své nejlepší predikce budoucího stavu soustavy. Tento postup pochopitelně vedl k situacím, kdy sousedící provozovatelé mohli dojít k rozdílnému výsledku pro stejnou společnou hranici. Jistotu provozní bezpečnosti v takovémto případě bylo možné zajistit pouze tehdy, pokud byla trhu nabídnuta menší z rozdílných hodnot. Různé postupy a nízká míra koordinace tedy vedly k ne zcela optimálnímu stanovení limitů pro přeshraniční obchodování.

Postupně proto PPS vytvářeli spolupráce, v jejichž rámci si sdíleli data a předpoklady o chování sítě. Zásadním impulzem pro změnu se stalo nařízení CACM. Na jeho základě došlo k vytvoření CCR Core, jehož součástí je velká část kontinentální Evropy včetně České republiky. V tomto regionu byla ustanovena role koordinátora výpočtu, který vypočítává přeshraniční kapacity současně pro všechny zapojené státy koordinovaně podle jednotné metodiky.

Provozovatelé do role koordinátora výpočtu kapacit zcela pochopitelně vybrali RCC, v případě CCR Core konkrétně společnosti TSCNET a Coreso (které se v činnosti střídají a zálohují). Tato volba byla zcela jasná. RCC mají dlouhodobé zkušenosti s koordinací mezi provozovateli, jedinečné know-how o stavu a modelování elektrizační soustavy a o práci s predikčními modely sítě. Tento výběr byl potvrzen i legislativně.

V prvním kroku koordinovaného výpočtu přeshraničních kapacit RCC shromáždí tzv. IGM (Individual Grid Model – individuální model sítě) od jednotlivých PPS a následně je spojují do jednoho společného a vyváženého modelu, tzv. CGM (Common Grid Model – společný model sítě). Právě na něm je prováděn iterativní výpočet metodou založenou na fyzikálních tocích (flow-based), jehož výsledkem jsou přeshraniční kapacity současně platné mezi všemi nabídkovými zónami (hranicemi) regionu.

Výpočet samotný se skládá z řady kroků, jak ilustruje obrázek 3. Příkladem může být krok, při němž se hledá optimální aplikace nápravných opatření (rekonfigurací a zapojením transformátorů s regulací fáze), která by umožnila zvýšit přeshraniční kapacity na maximální, ale stále bezpečnou úroveň. V tomto případě RCC plně využívají své zkušenosti a částečně i IT nástroje z procesu koordinované analýzy bezpečnosti provozu popsané níže.
 

Obrázek č. 3: Schéma koordinovaného výpočtu denních kapacit (modře zvýrazněny činnosti RCC)

Zdroj: ENTSO-E
 

Implementace centralizovaného a koordinovaného výpočtu denních přeshraničních kapacit v CCR Core probíhala od roku 2019 a účastnilo se jí 16 PPS (včetně ČEPS) spolu s RCC. Díky výborné spolupráci mezi provozovateli a RCC byl nakonec koordinovaný výpočet spuštěn v červnu 2022. Kvalitně navržený a implementovaný proces od té doby stabilně přináší očekávané přínosy pro všechny účastníky trhu s elektřinou v regionu. Již v následujících letech se tento proces rozšíří i pro výpočet vnitrodenních a dlouhodobých kapacit.

KOORDINOVANÁ ANALÝZA BEZPEČNOSTI PROVOZU

Iniciativa TSC vznikla především za účelem zavedení procesu CSA (Coordinated Security Analysis – koordinovaná analýza bezpečnosti provozu). Proces CSA byl spuštěn už v roce 2011 a jeho cílem je predikovat možná neplnění bezpečnostního kritéria N-1 (výpadek jednoho prvku elektrizační soustavy nesmí způsobit přetížení jiného prvku) na následující den (proces DACF – Day Ahead Congestion Forecast) i na aktuální den (proces IDCF – IntraDay Congestion Forecast).

Úvodní krok procesu CSA je totožný jako v případě koordinovaného výpočtu kapacit a spočívá ve vytvoření CGM. Nad CGM, který reflektuje předpokládané zapojení sítě, výrobu na zdrojích a spotřebu na všechny obchodní hodiny následujícího dne nebo na všechny obchodní hodiny zbývající v aktuálním dni, jsou následně operátorem RCC provedeny bezpečnostní výpočty a výsledky se sdílejí s PPS. V případě porušení kritéria N-1 navrhne příslušný provozovatel vhodné nápravné opatření (typicky změna zapojení sítě, změna odbočky transformátorů s regulací fáze, redispečink – změna výkonu výroby příp. spotřeby na konkrétním zařízení, protiobchod – výměna elektrické energie mezi dvěma nabídkovými zónami z podnětu PPS).

V rámci střední Evropy se celý proces odehrává na společné platformě AMICA. Má-li opatření významný dopad na jiné provozovatele, musí být jimi odsouhlaseno. Predikce se postupně upřesňuje v rámci procesu IDCF (aktualizovaný CGM zohlední další obchod s elektřinou, poruchy prvků přenosové soustavy a další změny, které se od tvorby denního modelu odehrály). V reálném čase (nebo blízko něj) poté provozovatel ověří, jestli byla predikce správná. Pokud ano, tak domluvená nápravná opatření aplikuje. Skutečnost může být také lepší než predikce (potom není potřeba nápravná opatření aplikovat), nebo naopak horší – potom je potřeba aplikovat dodatečná nápravná opatření. Zásadní výhodou je provádění výpočtů opatření nad jedním společným modelem pro celou Evropu a tím konzistentnost a transparentnost výsledků pro všechny PPS.

Nicméně jak legislativa, tak i narůstající objem mezinárodních obchodů s elektřinou v kombinaci se zdlouhavým procesem rozvoje přenosových soustav, vyžadují další rozvoj procesu CSA. Z toho důvodu je nyní vyvíjen proces ROSC (Regional Operational Security Coordination – regionální koordinace bezpečnosti provozu), který současný DACF a IDCF nahradí. ROSC přinese několik zásadních změn. Modely sítě budou postaveny na novém datovém formátu CGMES, umožňujícím modelovat prvky elektrických sítí s mnohem větší přesností než dnes používaný UCTE formát.

Do provozu bude místo stávající AMICA nasazena nová platforma zabezpečení provozu, která umožní všem PPS v CCR Core, tedy od Francie až po Rumunsko, spolupracovat při řešení situací potenciálně ohrožujících bezpečnost provozu. Nápravná opatření budou až na výjimky navrhována automatizovaným nástrojem pro optimalizaci nápravných opatření (RAO – Remedial Action Optimization), od čehož si slibujeme zrychlení procesu a efektivnější nasazení nákladových opatření, tedy redispečinků a protiobchodů. RAO má jasný cíl – odstranit predikovaná neplnění N-1 pomocí všech dostupných nápravných opatření za co nejnižší cenu. Dispečeři následně prověří, zda jsou pro ně navržená opatření přijatelná. V odůvodněných případech má dispečer právo opatření odmítnout. Schválená opatření bude dispečer v relevantním čase realizovat. Celý proces budou zajišťovat RCC TSCNET a Coreso.

Na proces ROSC je navázán i ex-post proces sdílení nákladů (CS – Cost Sharing), jenž má za cíl mezi PPS spravedlivě rozdělit náklady za aplikované redispečinky a protiobchody. Zatímco dnes platí například redispečink ten provozovatel, jemuž přetížený (alespoň v N-1) prvek patří (v případě vnitrostátních prvků tedy platí 100 % vlastník, v případě přeshraničních vedení 50:50 oba provozovatelé), CS proces zavede princip tzv. polluter based, volně přeloženo jako „platí viník“. Už tedy nebude relevantní, komu přetížený prvek patří, ale čí toky se na prvku nacházejí. Nejvíce postihované budou kruhové toky, tedy toky způsobené obchodem uvnitř nabídkové zóny, které ale z důvodu nedostatečné přenosové kapacity v rámci této zóny tečou i přes sousední obchodní zóny (typickým příkladem jsou kruhové toky způsobené vnitrostátním obchodem v Německu tekoucí ze severu Německa přes Česko, Polsko a země Beneluxu na jih Německa).

Zástupci ČEPS se podílejí na implementaci procesů ROSC a CS už od jejich začátku, hájí zájmy České republiky a přes mnohé komplikace směřují veškeré své úsilí k úspěšnému spuštění procesu ROSC, které je plánováno na polovinu roku 2025.
 

Obrázek č. 4: Schéma denního procesu zabezpečenosti provozu ROSC

 

VÝHLED VÝKONOVÉ PŘIMĚŘENOSTI SYSTÉMU

Součástí regionální koordinace při zpracování krátkodobé bilanční přípravy provozu (týden, den) je zapojení ČEPS do projektu STA (Short Term Adequacy). Do něj je zapojeno pět RCC a 38 evropských PPS.

Projekt STA se zabývá analýzou krátkodobé výkonové přiměřenosti, zpracovávanou v souladu s nařízením SOGL. V rámci analýzy přiměřenosti je vyhodnocováno, zda celková výroba v regulační oblasti a dostupné přeshraniční kapacity jsou dostatečné pro pokrytí zatížení soustavy se zohledněním různých provozních scénářů. Ke sběru dat a samotnému vyhodnocení se využívá celoevropský nástroj spuštěný v květnu 2020, nicméně ČEPS se na vyhodnocování výkonové přiměřenosti v Evropě podílela prostřednictvím provizorního řešení již v roce 2017.

Aby bylo možné analýzu výkonové přiměřenosti provést, PPS předávají každý den do společného nástroje nezbytné vstupy. Těmi jsou disponibilní výkony výrobních modulů zařazených do skupin podle typu paliva, které ČEPS získává od významných uživatelů sítě podle SOGL v rámci týdenní a denní přípravy provozu zpracovávané podle vyhlášky č. 79/2010 Sb. o dispečerském řízení elektrizační soustavy a o předávání údajů pro dispečerské řízení, a dále predikce výroby obnovitelných zdrojů energie (FVE a VTE) a predikce zatížení. Tyto predikce jsou dále doplněny o percentily predikcí P05 a P95, které se využívají pro pravděpodobnostní scénáře. Dalšími parametry zohledněnými ve výpočtu jsou předpokládané dostupné přeshraniční kapacity a pravděpodobnosti výpadku výrobního modulu či přeshraničního vedení.

Z těchto vstupů společný nástroj provede deterministickou analýzu výkonové přiměřenosti pro všechny zúčastněné provozovatele, tedy bez zohlednění pravděpodobnostních parametrů, a poté provede pravděpodobnostní analýzu založenou na metodě Monte-Carlo, pomocí níž je nasimulováno až 5 000 scénářů zohledňujících různé hladiny výroby obnovitelných zdrojů energie, zatížení soustavy a pravděpodobnosti výpadku.

Tyto výstupy poté slouží v případě negativního výsledku k iniciaci tzv. Regionální procedury, v rámci které RCC s dotčenými provozovateli identifikuje opatření. Tato opatření se v případě nedostatku či přebytku výroby implementují během přípravy provozu a operativního řízení tak, aby byla zajištěna výkonová přiměřenost, a tím zabezpečeny dodávky elektrické energie v České republice a celé Evropě.

O AUTORECH

Ing. JIŘÍ HELBICH, Ing. MICHAEL NĚMÝ, Ing. DAVID PASEKA a Ing. KAREL VRBECKÝ působí na různých pozicích v sekci Energetický trh společnosti ČEPS.

Kontakt: helbich@ceps.cz, nemy@ceps.cz, pasekad@ceps.cz, vrbecky@ceps.cz