Víc OZE, méně blackoutů? V Austrálii ukazují, jak na to

V září 2016 postihl Jižní Austrálii (jeden ze států Austrálie) celostátní blackout. Brutální bouře s několika tornády polámala na více místech elektrické vedení, což vedlo ke kolísání frekvence. Další vývoj po blackoutu 28. 4. 2025 ve Španělsku zní docela povědomě:

• Výpadek vedení způsobil kolísání napětí, vlivem čehož došlo k odpojení stovek MW větrných zdrojů.
• Výpadek větrníků spolu s potrhanými sítěmi vedl k tomu, že se Jižní Austrálie pokusila „nasát“ veškerý chybějící výkon ze sousední Victorie.
• Vedení do Victorie se přetížilo a vypadlo.
• Výpadek dovozu tamní síť dorazil a nastal kompletní blackout.
• Tehdejší konzervativní politici měli jasno: můžou za to OZE, je třeba přestat se zeleným blouzněním a opřít síť o stabilní točivé zdroje.

Tehdejší předseda vlády Malcom Turnbull k blackoutu například uvedl: „Nyní musím s politováním konstatovat, že řada labouristických vlád si v průběhu let stanovila priority a cíle v oblasti obnovitelných zdrojů, které jsou extrémně agresivní, extrémně nerealistické a energetické bezpečnosti věnovaly jen malou nebo žádnou pozornost.“

Slova konzervativního premiéra z roku 2016 znějí prorocky, dokud se nepodíváme, co se od té doby v Austrálii stalo:

• Výkon větrníků se ztrojnásobil ze 4,3 na 13,4 GW
• Výkon fotovoltaiky se více než zšestinásobil ze 6 na 38 GW
• Instalovala se největší baterie na světě (v roce 2017)
• …a poté další velké baterie až na 4,5 GW (v roce 2025, k tomu zhruba 3 GW domácích a další jednotky GW ve výstavbě)
• Lehce ubylo uhlí z 23 na 21 GW
• Výkon plynových zdrojů se nezměnil, 12 GW v roce 2016 i 2024 (číslo uvádí zdroje dodávající do sítě nad 5 MW, menších plynových zdrojů je na kontinentu výrazně více). Ve výstavbě je ale zhruba 1,3 GW nových plynových vyrovnávacích zdrojů.
• Spotřeba elektřiny v Austrálii mírně vzrostla z 257 na 273 TWh netto.

Když si z uvedených údajů uděláme tabulku, dostaneme:

Navzdory jen nepatrnému snížení instalovaného výkonu uhlí a navýšení u plynu klesl podíl výroby elektřiny z fosilních zdrojů z 81 % na 63 %. Podíl výroby slunce a větru se naopak víc než zdvojnásobil. Spotřeba elektřiny se zvýšila a blackoutů ubylo.

Přečtěte si také Jak probíhal španělský blackout 28. dubna? Díl I.: přepětí a vliv OZE Přečíst článek

Více OZE a bezpečnější síť

Žádný výpadek podobný tomu z roku 2016 se dosud v Austrálii neopakoval. Největší blackout od té doby, v roce 2021 v Queenslandu, zasáhl zhruba poloviční počet obyvatel a nedošlo při něm k rozpadu celé místní sítě jako v roce 2016. Příčina tentokrát není zajímavá, protože nijak nesouvisí s OZE – požár uhelného bloku Callide C v Mount Murchison.

Průměrný počet výpadků na zákazníka (system average interruption frequency index – SAIFI) od roku 2016 klesl na historické minimum 0,9 v roce 2023. Průměrná doba výpadku (systém average duration frequency index – SAIDI ) se ale nemění, resp. kolísá spolu s výskytem extrémního počasí. Je to proto, že obnova dodávek elektřiny po živelních pohromách trvá pořád stejně dlouho.

Vývoj počtu výpadků elektřiny na australského zákazníka. Zdroj: 2024 Electricity and gas networks performance report, Australian Energy Regulator (AER)

Navzdory mnohonásobně vyššímu výkonu OZE a konstantnímu výkonu konvenčních zdrojů je tak australská přenosová soustava stabilnější než předtím. Jak je to možné?

Přečtěte si také Fotovoltaika a její dopad na cenu elektřiny: jak se projevuje vliv odchylky? Přečíst článek

Jak zajistit síť s vyšším podílem OZE

Australané po blackoutu v roce 2016 udělali řadu kroků, které jim síť výrazně zpevnily. Ať už systémových, kde upravili pravidla pro jednotlivé zdroje i pro sítě, tak hardwarových, kde do sítě doplnili podpůrné technologie.

Systémové kroky:

Nová pravidla pro nastavení OZE – OZE dostaly přesnější pokyny, jak reagovat na výkyvy napětí v síti. Jednak je to dodávka nebo odběr jalového výkonu v závislosti na napětí a jednak nastavení napěťových ochran (LVRT, HWRT, Low/High Voltage Ride Through). Přísnější podmínky pro zdroje stanovují, aby fotovoltaika a větrníky aktivně reagovaly na změny napětí a aby udržely výkon i při výraznějším, ale krátkém zakolísání napětí. Mimochodem obě tyto podmínky kriticky chyběly při španělském blackoutu v roce 2025.

Povinná primární regulace frekvence (Mandatory PFR) – pro větší zdroje (konvenční i obnovitelné) byla v roce 2020 zavedena povinnost jemné regulace frekvence. Na rozdíl od dřívějška musí nyní zdroje reagovat i na drobné změny frekvence. Současně byl spuštěn motivační systém odměn a pokut, kdy zdroje, které frekvenci vychylují, platí těm, které ji srovnávají. V ČR tento princip známe například z vyrovnávání odchylky, jen zde to probíhá napřímo a podle pevného ceníku. PFR se měří v pětiminutových intervalech a zdroje si běžně „pinkají” platbu mezi sebou. Tedy zdroj, který v jednom intervalu zaplatí pokutu, ji může v druhých pěti minutách získat zpět.

I zde můžeme najít paralelu se Španělským blackoutem 28. 4. 2025, i když tam se nedostatečná reakce tepelných zdrojů netýkala frekvence, ale napětí. Regulátory napětí (AVR) se spouštěly až při větším vychýlení.

Přečtěte si také Hornsdale Power Reserve: jak postavit největší baterii na světě v ráji plynových elektráren Přečíst článek

Zavedení nouzové rezervy EFCS (Emergency Frequency control Scheme) – pro výjimečné havarijní stavy bylo zavedeno samostatné podpůrné schéma. Změní-li se měřené hodnoty (hlavně frekvence) v nějaké části soustavy příliš rychle, dojde ke spuštění mimořádných podpůrných služeb – odpojení zátěže nebo naopak zdrojů s reakcí do jedné sekundy. Krátká reakční doba je hlavní rozdíl oproti dřívějším schématům. Rezerva je placena v rámci síťových tarifů, funkce je pravidelně kontrolována.

Zavedení trhu s FFR s rychlými podpůrnými službami, které nabízejí reakci do jedné vteřiny. V systémech s nízkou setrvačností (hodně OZE) je potřeba mít rychlejší podpůrné služby. Na rozdíl od EFCS je toto klasický trh podpůrných služeb.

Jaký je rozdíl mezi trhem s rychlými podpůrnými službami a EFCS? Trh s rychlými podpůrnými službami je mechanismus pro běžný provoz a nakoupené služby se denně aktivují. EFCS je záchranný systém, který se spouští jen při havárii nastávající jednou za několik let. Kdybychom použili přirovnání k autu, rychlé FRR by byly ostřejší brzdy a EFCS by byl airbag.

Stanovení minimální setrvačnosti a systémové pevnosti – hlídají se bezpečné hodnoty pro každý region, jsou stanovena pravidla, jak tyto hodnoty udržovat a každý rok jsou vyhodnocovány (AER, australský „ERÚ“, vydává ročenku „Inertia report“). Setrvačnost se platí centrálně v rámci síťových tarifů. Pevnost se financuje také prostřednictvím síťového tarifu a navíc jsou zde poplatky nově připojených zdrojů, pokud pevnost v daném uzlu snižují.

Rozšíření nouzových podpůrných služeb na více baterií – baterie Hornsdale Power Reserve byla první baterií v australské síti zaměřená na poskytování podpůrných služeb a měla několik vlastních a unikátních povinností – např. poskytnout 100 MW v případě nečekaných změn toků ve vedení Heywood (SIPS, System Integrity Protection Scheme). Nově je toto schéma rozšířené na více baterií, širší spektrum služeb a s upravenými pravidly (WAPS, Wide Area Protection Scheme), což snižuje náklady a posiluje síť.

Přečtěte si také Čím budeme regulovat elektrizační soustavu, až skončí uhlí? Zdroj Energy nest ukazuje cestu Přečíst článek

Nová zařízení pro podporu sítě:

Baterie – více než 4,5 GW velkokapacitních baterií pokrývá 75 % trhu rychlých podpůrných služeb a polovinu trhu klasických podpůrných služeb. Výkon i kapacita velkých baterií se přitom od roku 2023 každým rokem bezmála zdvojnásobuje. Do konce roku 2025 se očekává ostré spuštění zatím největší baterie Waratah s výkonem 850 MW a kapacitou 1 680 MWh, která je nyní ve zkušebním provozu. Dalších 20 GW baterií je v procesu přípravy a realizace („pipeline“). K tomu je zde více než 3,6 GWh domácích baterií.

Synchronní kompenzátory – velké „setrvačníky“ dodávají síti setrvačnost, jalový výkon a zkratový proud. Podstatné je, že neobsahují zdroj, jsou napájeny ze sítě. Operátor sítě tak získává podpůrné služby obvyklé pro tepelné zdroje, ale nezávislé na cenách paliv. V Austrálii mají zatím 4 kompenzátory s jednotkovým výkonem 125 MVA. Po jejich instalaci je možné připojit do sítě více OZE bez potřeby aktivace plynových zdrojů, což snižuje jak cenu elektřiny (více OZE), tak podpůrné služby (méně plynu).

Nová vedení – dokončuje se nové, 900 km dlouhé vysokonapěťové (330 kV) propojení zvané Project EnergyConnect s výkonem 800 MW mezi Jižní Austrálií a Novým Jižním Walesem s odbočkou do Victorie. Jižní Austrálie (kde se udál onen velký blackout v roce 2016) tak získala další významné mezistátní propojení nad rámec vedení Heywood do Victorie. Nové vedení se tak stává vítanou „druhou nohou“ pro případ, že tu první (vedení Heywood) opět přeruší extrémní počasí, o které není v Austrálii nouze. Součástí vedení jsou navíc další pomocné prvky jako tlumivky, nové synchronní kompenzátory a také transformátory s řízeným posuvem fáze pro přesné řízení toků v síti.

Dalším významným vedením ve výstavbě je Humelink, 365 km dlouhé 500kV vedení v teritoriu Nový Jižní Wales.

Mobilní plynové turbíny pro start ze tmy – 9 × 30 MW kontejnerových řešení turbíny, generátoru a transformátoru, které umí nahodit síť při úplném výpadku. Nyní jsou tyto turbíny instalovány stacionárně a slouží jako vyrovnávací zdroje, ale v případě potřeby se dají přemístit.

Přečtěte si také Co když nefouká a nesvítí? Taková období netrvají dlouho Přečíst článek

Jak se v Austrálii vyvíjejí ceny elektřiny?

Účty zákazníků od roku 2016 výrazně stouply. Ale spíše než náklady na síť měla větší vliv silová složka. Cena elektřiny také nerostla lineárně od roku 2016, ale procházela vývojem.

V roce 2016 ceny skokově vzrostly po ukončení provozu několika větších uhelných elektráren. V letech 2019–2021 se ceny elektřiny snížily vlivem nižší poptávky (covid) a také díky instalaci OZE a baterií (levnější silová část i provoz). V roce 2022 a 23 naopak elektřina rekordně zdražila kvůli vysokým cenám paliv během energetické krize.

Průměr velkoobchodních cen elektřiny v Austrálii (NEM). Zdroj: Australian Energy Regulator (AER)

V letech 2024 náklady na silovou elektřinu klesly, protože fosilní paliva po krizi opět zlevnila, ale vzápětí začaly opět stoupat kvůli sezónním vlivům.

Australský energetický regulační úřad (AER) má za úkol sledovat období extrémních cen elektřiny, kdy cena vystoupá nad 5000 AUD/MWh, zjistit příčiny těchto stavů a publikovat je. Na obrázku je ukázka obvyklých příčin vysokých cen v roce 2025. Mezi nejčastější patří omezení na straně sítě (nemůže přitéct levnější elektřina), vysoká spotřeba, redispečink (přesunutí výroby na jiné zdroje v důsledku omezení sítě) nebo málo větrné počasí v době vysoké poptávky.

Časté příčiny vysokých cen elektřiny v první polovině roku 2025. Zdroj: Australian Energy Regulator (AER)

Posuňme se od silové elektřiny k nákladům na síť. Ty jsou dnes v Austrálii nižší než v době „předobnovitelné” a v roce 2023 klesly na nejnižší hodnotu od začátku měření. Kapitálové výdaje na sítě byly nejnižší od roku 2009 a náklady „na zákazníka“ nejnižší od začátku sledování (2006). Laťka ale byla nastavena velmi vysoko. AER připomíná, že současný stav navazuje na mimořádnou investiční vlnu z počátku minulé dekády, výdaje dosáhly vrcholu v roce 2012. Od roku 2024 ale sítě opět zdražují vlivem vyšší inflace a úroků a tím, jak se rozbíhají schválené přenosové projekty, viz výše (EnergyConnect, HumeLink).

Kapitálové výdaje na rozvoj a provoz australské elektrizační sítě. Zdroj: 2024 Electricity and gas networks performance report, Australian Energy Regulator (AER)

Proč se v Austrálii raději nestaví fosilní a jaderné elektrárny?

Energetika postavená na OZE a plynu je v Austrálii preferovaná cesta. I po blackoutu a bez Green dealu. Důvodem jsou emise a náklady.

Australané mají své schéma redukce emisí, ovšem nejsou to emisní povolenky, ale tzv. Safeguard mechanism. Ten říká, že zdroje připojené k síti, jejichž emise se nevejdou do stanovené hranice 198 Mt CO₂ ročně, budou muset emise nad tento strop finančně kompenzovat. Strop je v tuto chvíli nastavený dost benevolentně a všechny fosilní zdroje se do něj v roce 2025 vejdou, aniž by musely něco platit. Na účtech zákazníků se tudíž dopady regulace emisí zatím neprojevují. Strop se ale každý rok snižuje o 4,9 % a očekává se, že uhelné elektrárny ho začnou pociťovat v roce 2027. Na novou uhelnou elektrárnu tak už v Austrálii banky peníze nepůjčují.

Nové plynové elektrárny jsou ve výstavbě (1,3 GW) a většina bude fungovat jako špičkovací zdroj. Role zemního plynu by měla do budoucna klesat, ať už vlivem instalace gigawattů nových OZE a baterií nebo s přechodem na vodík.

A jádro si Australané vyhodnotili jako drahé a pomalé na výstavbu. Sami s ním nemají žádné zkušenosti a tak prozkoumali údaje ze zahraničí. Podle nich se v demokratických společnostech jádro 15 let staví, dalších 20 let se splácí, pak ho čekají renovace, aby vydrželo slíbených 60 let. Levnou elektřinu tak začíná jádro generovat až po 45 letech. OZE s bateriemi podle australských analýz vycházejí jako rychlejší a levnější i při zohlednění kratší životnosti (tedy se počítá s tím, že je bude nutné během 60 let postavit víckrát) a nutnosti dodatečných investic do stabilizace dodávky elektřiny.