Partnermi portálu Energie pre Vás sú:

↵ Späť na zoznam rozhovorov

M. Magáth: náklady na podporné služby by mali klesnúť, spotreba elektriny by sa mala zvýšiť

Martin Magáth, nový predseda predstavenstva a generálny riaditeľ SEPS-u, odpovedal na otázky portálu Energie pre Vás týkajúce sa tarify za systémové služby (TSS), nákupu podporných služieb (PpS), pripojenia SEPS-u do nových platforiem PICASSO a MARI, najnovšej analýze zdrojovej primeranosti (MAF 2023) či plánovaných investíciách v roku 2024.

Poznámka redakcie: otázky boli vytvorené k 11.12.2023

Hoci zatiaľ výška TSS na nasledujúci rok nie je známa, odberateľov elektriny bude určite zaujímať aké máte indície. Bude už v roku 2024 zavedená jej diferenciácia, čiže rozdielna výška sadzieb v závislosti od spotreby? Aké informácie máte k dispozícii? Pripravujete sa aktívne na zavedenie pásmovej TSS?

Rozhodnutie č 0118/2024/E, ktorým ÚRSO stanovuje tarify za systémové služby (TSS) na rok 2024 vydal úrad dňa 29.12.2023. Tarify sú stanovené pre 3 skupiny odberných miest v súlade s § 19 vyhlášky Úradu pre reguláciu sieťových odvetví č. 246/2023 Z. z., pričom tarify pre 1. a 2. skupinu sú rovnaké vo výške 6,2976 €/MWh a tarifa pre 3. skupinu je stanovená vo výške 0,6297 €/MWh. Tieto tarify bude SEPS fakturovať OKTE, ktorý zabezpečuje centrálnu fakturáciu týchto služieb a s ich aplikáciou neočakávame žiaden problém.

Ako odhadujete výšku celkových nákladov na nákup PpS a súvisiaceho množstva spotrebovanej elektriny v roku 2024? Čo sú tie kľúčové východiská, napríklad cena elektriny, zemného plynu či povoleniek, s akými hodnotami rátate a ako ste sa k nim dopracovali?

Celkové náklady na nákup PpS v roku 2024 odhadujeme nižšie ako celkové náklady na nákup PpS v roku 2023. Zníženie nákladov potvrdzuje aj rozhodnutie ÚRSO o maximálnych cenách PpS na rok 2024, z ktorých je zrejmé, že maximálne náklady na rok 2024 budú približne o 20 % nižšie ako skutočné náklady v roku 2023. Cena elektriny na rok 2024 v posledných dvoch mesiacoch klesá a v súčasnosti sa na burze EEX pohybuje okolo hranice 100 €/MWh na rok 2024, čo nasvedčuje, že by aj náklady na PpS mali klesnúť a, naopak, očakávame, že by sa mala zvýšiť spotreba elektriny.

Akú stratégiu obstarania PpS na rok 2024 ste zvolili? Aké úspešne bolo ročné výberové konanie na rok 2024? Ak je deficit PpS na rok 2024 vyšší ako 30 %, plánujete ho zaobstarať výlučne prostredníctvom denných nákupov alebo aj formou mesačných výberových konaní? Prečo?

Vypracovali sme Stratégiu nákupu podporných služieb na rok 2024, ktorá bola predmetom verejnej konzultácie. Na základe odsúhlasenej Stratégie bol obstaraný požadovaný objem podporných služieb aj prostredníctvom ročného výberového konania, ktoré bolo rozdelené do 4 kôl. Celkovo sa v ročnom výberovom konaní podarilo zabezpečiť približne 40 % požadovaného objemu podporných služieb, pričom zvyšný objem bude zaobstaraný formou mesačných alebo denných výberových konaní. Na základe ustanovení v čl. 6 ods. 9 Nariadenia CEP musí byť aspoň 40 % objemu štandardných produktov (bez služby TRV3MIN) a minimálne 30 % objemu všetkých produktov nakúpených v rámci denného nákupu.

Ako postupuje príprava na pripojenie sa k medzinárodným platformám pre výmenu regulačnej elektriny PICASSO a MARI? Stále platia termíny na pripojenie sa k týmto platformám jún, resp. júl 2024? Čo tento krok prinesie a ako vplýval na výpočet odhadov celkových nákladov SEPS-u na nákup PpS v roku 2024?

V súčasnosti prebieha príprava na testovanie interných systémov, pričom sa dolaďujú už iba detaily technických návrhov. Zatiaľ všetky práce prebiehajú podľa schválených harmonogramov a mali by sme sa pripojiť k platforme PICASSO v júni a k platforme MARI v júli 2024. Platformy slúžia na výmenu regulačnej elektriny, pričom si každý prevádzkovateľ prenosovej sústavy musí zabezpečiť dostatočné množstvo disponibility vo vlastnej réžii. Z tohto dôvodu platformy MARI a PICASSO nebudú, aspoň zatiaľ, výrazne vplývať na výšku nákladov pre obstaranie disponibility PpS.

Aké pozitíva či negatíva vnímate s nástupom nových poskytovateľov PpS na báze lokálnych batériových systémov (BESS) a agregácie flexibility? S akým potenciálom (v MW) rátate v nasledujúcich rokoch a čo by bol ideálny scenár? Môžu sa cenou presadiť aj oproti existujúcim poskytovateľom PpS, resp. môžu ich aj vytlačiť z trhu PpS?

SEPS v minulých rokoch uvoľnila podmienky pre menších poskytovateľov PpS, taktiež zaviedla možnosti agregácie rôznych technológií a umožnila poskytovanie PpS z rôznych prevádzkových stavov zariadení, čo je definované po predchádzajúcej verejnej konzultácii a výhradách ÚRSO v platných Technických podmienkach prístupu a pripojenia, pravidlá prevádzkovania prenosovej sústavy Dokument B. Zároveň sa zadefinovali detailnejšie kritériá a technické požiadavky pre poskytovanie PpS z batériových systémov.

Z batériových systémov (ďalej len “BESS”) máme pokrytú významnú časť primárnej regulácie výkonu (FCR) už v súčasnosti, a ďalší poskytovatelia sú v procese predbežného schválenia, resp. finalizácie technickej realizácie. V tomto type PpS by BESS mohli už v priebehu budúceho roku pokryť plnú požiadavku objemu žiadaného SEPS. Nových žiadateľov smerujeme do poskytovania sekundárnej regulácie výkonu (aFRR) z batériových systémov buď v kombinácii s inými zdrojmi napr. dieselgenerátormi alebo samostatne s nevyhnutným nákupom elektriny na vnútrodennom trhu. Takýto druh poskytovania aFRR z batériových systémov už umožňujú Technické podmienky SEPS. Týmto ako prevádzkovateľ prenosovej sústavy ES SR docielime väčšiu diverzifikáciu technológií na poskytovanie týchto automatických PpS.

Čo sa týka agregácie, tu predpokladáme výrazný nárast poskytovateľov aj v súvislosti s implementáciou EDC a možnosti tzv. nezávislého agregátora. V súčasnosti už máme množstvo žiadostí na poskytovanie PpS v rámci absolvovania postupu predbežného schválenia (Prevádzkový poriadok SEPS, kap. 5.4).

Veríme, že batériové systémy spolu s agregáciou flexibility nahradia výpadky podporných služieb spôsobené dekarbonizáciou.

To, či sa BESS dokážu presadiť voči klasickým technológiám, závisí od technických požiadaviek s cieľom splnenia požiadaviek jednotlivých typov PpS, bezpečnou a spoľahlivou prevádzkou BESS v čase, cenou na obstaranie technológie, jej prevádzkovania a nakoniec aj možnosťami ich reálneho pripojenia do distribučnej sústavy/miestnej distribučnej sústavy.

V rámci najnovšej analýzy zdrojovej primeranosti MAF 2023 ste z krátkodobého hľadiska identifikovali hlavné riziko nedostatku regulačných záloh v oblasti aFRR a FCR, a to kvôli odstavovaniu uhoľných zdrojov a zrýchľovaniu aktivácie aFRR. Akým spôsobom sa snažíte takéto riziko eliminovať a taktiež odstraňovať prekážky súčasným a novým poskytovateľom PpS?

Ako som už uviedol v predchádzajúcej odpovedi, primárna regulácia výkonu je už v súčasnosti zabezpečovaná vo významnej miere batériovými systémami. Tento rok sme sa stali pozorovateľom európskej platformy pre primárnu reguláciu výkonu (FCR), kde, ak sa v budúcnosti pripojíme, budú sa môcť naši poskytovatelia uplatniť, prípadne budeme môcť nakúpiť primárnu reguláciu výkonu zo zahraničia.

Čo sa týka odstraňovania prekážok, v posledných rokoch sme výrazným spôsobom upravili Technické podmienky za účelom umožnenia poskytovania podporných služieb aj menším poskytovateľom s minimálnou hodnotou regulácie na 1 zariadení (riadiacom bloku) od 1 MW. Túto hodnotu je možné zo strany poskytovateľa PpS poskytnúť samostatne alebo vyskladať z viacerých zariadení s regulačným príspevkom od 10 kW. Samozrejme, za predpokladu dodržania kvality poskytovaných služieb, čo je pre nás podmienka. Potencionálnym poskytovateľom PpS poskytujeme maximálnu podporu a konzultáciu už v procese prípravy a zámeru poskytovať PpS.

V rámci MAF 2023 ste tiež načrtli tri scenáre pre hodnotenie zdrojovej primeranosti ES SR v rokoch 2030 a 2040: A – základný, B – progresívny, C – dekarbonizačný, pričom pri posledných dvoch poukazujete na možné problémy. Riešením môže byť zvýšený import elektriny zo zahraničia, čo je samozrejme riziko alebo podpora domácich flexibilných zdrojov.

Charakteristika scenárov MAF, zdroj: MAF 2023 (legenda: zelená v prevádzke, červená – mimo prevádzky)

Scenáre vývoja výroby a spotreby elektriny v SR, zdroj: MAF 2023

Okrem spustenia štvrtého bloku v Mochovciach a udržania paroplynového cyklu v Malženiciach navrhujete za účelom posilnenia zdrojovej primeranosti ES SR aj zavedenie spoľahlivostných štandardov. Čo by to v praxi malo znamenať?

Podľa Nariadenia Európskeho parlamentu a Rady (EÚ) 2019/943 o vnútornom trhu s elektrinou musí mať členský štát pri uplatňovaní kapacitného mechanizmu zavedený štandard spoľahlivosti, ktorý má byť založený na metodike ACER.

Pri indikácii nedostatočnej primeranosti v európskom alebo národnom posudzovaní tak zavedenie štandardu spoľahlivosti pripraví pôdu pre prípadné zavedenie kapacitného mechanizmu alebo vhodnej schémy podpory pre flexibilné zdroje. Štandard spoľahlivosti teda nezlepšuje ani nezhoršuje zdrojovú primeranosť (ukazovatele LOLE a EENS), ale je nevyhnutný pri riešení nedostatku zdrojov v sústave pomocou kapacitného mechanizmu, ktorý musí mať dočasný charakter.

Čo by malo nasledovať po MAF 2023 a pripravujete aj jej detailnejšie pokračovanie? Ak áno, čo by malo byť jeho obsahom?

Závery MAF by mali byť relevantnými orgánmi premietnuté do národných politík, prípadne legislatívy tak, aby bol splnený štandard spoľahlivosti. Závery MAF tiež môžu iniciovať rozvojové projekty, ako napr. nové cezhraničné vedenie alebo vytvárať tlak pre vznik podporných/dotačných schém pre výrobcov/odberateľov elektriny do takej úrovne, aby k vzniku nedodávky elektriny nedochádzalo.

Čo sa týka pokračovania MAF, medzi SEPS a MH SR prebieha diskusia ohľadom obsahu a rozsahu budúcich hodnotení primeranosti, nakoľko ide o komplexný súbor vstupov (demografia, ekonomický vývoj a výhľad, dekarbonizácia, zmena klímy, ...). Budúce vydanie/-a MAF by tak malo/-i byť výsledkom vzájomnej spolupráce MH SR, SEPS a ostatných relevantných stakeholderov, pričom spolupráca sa očakáva najmä pri stanovovaní scenárov hodnotenia zdrojovej primeranosti.

Celý rok 2023 už bolo Slovensko integrované do projektu prepojenia denných trhov s využitím flow-based metódy. Čo táto integrácia priniesla SEPS-u, ako aj ostatným účastníkom trhu?

Vďaka zavedeniu harmonizovanej metodiky výpočtu kapacity na úrovni pomerne rozsiahleho geografického celku akým je „Core CCR“, je európska prepojená sústava v rámci prevádzky efektívnejšia, ale najmä bezpečnejšia. Uvedená harmonizácia zefektívňuje výpočet a prideľovanie kapacít v rámci jednotného európskeho prepojeného denného trhu s elektrinou. Harmonizácia okrem toho umožňuje aj lepšiu spoluprácu medzi všetkými zúčastnenými stranami. Nový mechanizmus prepojenia trhu, ktorý zavádza výpočet kapacity siete metódou toku (flow based), je ďalším medzníkom v transformácii energetického sektora. Zvyšuje schopnosť európskej elektrizačnej sústavy lepšie zvládať výkyvy v dodávkach veternej, slnečnej a inej obnoviteľnej energie, čím prispieva k udržateľnosti životného prostredia a prináša hodnotu celej spoločnosti.

Zavedením výpočtu kapacity metódou toku sa teda kapacita siete vypočíta s uvažovaním elektrizačnej sústavy celého regiónu a pridelí sa algoritmom prepojenia trhu s cieľom maximalizácie ekonomickej hodnoty výmen energie v rámci prepojeného trhu. Z nášho pohľadu prevádzka Core Flow-Based potvrdila lokalizáciu niekoľkých úzkych miest v rámci elektrizačnej sústavy SR, ktoré budú vyžadovať špecifickú pozornosť v rámci plánov rozvoja elektrizačnej sústavy v priebehu najbližších rokov.

Aký vplyv malo prepojenie denných trhov na príjem SEPS-u z preťaženia? Môžete uviesť konkrétnu hodnotu a vývoj v ostatných rokoch? A ako plánuje SEPS s týmto príjmom naložiť, t.j. použiť na budúce investície alebo na zníženie taríf odberateľov? Aký je odhad SEPS-u na výšku príjmu z preťaženia na rok 2024?

Samotná metodika prepojenia denných trhov, tzn. na báze Net Transfer Capacity (NTC), respektíve metódou flow based v tomto prípade nie je najzásadnejším faktorom pre stanovenie výšky príjmu z preťaženia pre jednotlivých prevádzkovateľov prenosových sústav, keďže samotný príjem odzrkadľuje technické prenosové limity jednotlivých sústav v rámci prepojeného trhu. Cieľom prevádzkovateľov prenosových sústav je preto minimalizácia príjmov z preťaženia, ktorého využitie podlieha striktným pravidlám v súlade s článkom 19 (4) Nariadenia Európskeho Parlamentu a Rady (EÚ) 2019/943 z 5. júna 2019 o vnútornom trhu s elektrinou.

Aké investície plánuje SEPS v roku 2024 na rozvoj ES SR a odstraňovanie úzkych hrdiel cezhraničného prenosu elektriny? Ako prebiehajú rokovania s partnermi z okolitých štátov ohľadne rozvoja spoločných projektov v nasledujúcich rokoch?

V rámci rozvoja PS, SEPS v roku 2024 plánuje pokračovať v realizácii stavieb „Zaslučkovanie 2x400kV vedenia V424 do ESt Senica“, „Preizolácia vedenia V496 Križovany – Bošáca“ a Preizolácia vedenia V043 EBO V2 – Bošáca. V budúcom roku budú ďalej pokračovať aj inžinierske činností na stavbách „Vedenie 2x400 kV Horná Ždaňa – lokalita Oslany“, Zaslučkovanie 400 kV vedenia V499 do ESt Vajnory“, Zaústenie V492 do ESt Levice“ a „Zaslučkovanie V495 do ESt Ladce“.

V súčasnosti prebiehajúce investičné akcie na odstránenie úzkych miest na cezhraničnom prenose prebiehajú na slovensko - českom profile v rámci projektu „Inovácia vedenia V404 Varín – št. hranica SR/ČR“. Predmetom investičnej akcie je výstavba nového 1x400 kV vedenia na profile Varín – št. hranica SR/ČR v prevažnej časti budované v pôvodnej trase existujúceho vedenia V404, v celkovej dĺžke vedenia cca 35 km s navýšením prenosovej schopnosti vedenia na slovenskej strane na 2 400 A.

V roku 2024 predpokladáme ukončenie povoľovacieho procesu a podpis zmluvy so zhotoviteľom diela, resp. začiatok realizácie stavby na slovensko - maďarskom profile v rámci projektu „Zaústenie V492 do ESt Levice“. Odstránením úzkeho miesta vo vnútri PS zmenou zapojenia vnútroštátnych vedení v oblasti ESt Levice sa zvýši využiteľnosť existujúcej kapacity na SK/HU profile na prenos elektriny.

V roku 2024 predpokladáme začatie procesu získavania potrebných povolení na realizáciu projektu:

a) spolupráca s ČEPS

Medzi SEPS a poľským prevádzkovateľom prenosovej sústavy PSE v minulosti prebiehala komunikácia o zámere vybudovať nové 400 kV prepojenie medzi ESt Varín (SK) a ESt Byczyna (PL). Uvedený investičný zámer nie je v nasledujúcich 10 rokoch prioritou ako pre SEPS tak ani pre PSE

Ďakujeme za rozhovor

Ing. Martin Magáth

je absolvent Fakulty elektrotechniky a informatiky Slovenskej technickej univerzity v Bratislave. V pozícii predsedu predstavenstva a generálneho riaditeľa Slovenskej elektrizačnej prenosovej sústavy (SEPS) pôsobí od novembra 2023. V rokoch 1998-2005 pôsobil ako projektant a neskôr vedúci útvaru Projektový management v spoločnosti ABB. Následne 10 rokov zastával pozíciu člena predstavenstva a súčasne riaditeľa divízie Asset managementu Stredoslovenskej energetiky-Distribúcia. Pred nástupom do SEPS-u bol niekoľko rokov konateľom spoločnosti 4EN.