2010 Zpráva o očekávané

2010 Zpráva o očekávané rovnováze MEZI NABÍDKOU A POPTÁVKOU ELEKTŘINY a plynu Expected Electricity and Gas Balance Report OTE, a.s.

Obsah Contents

2 4

Použité zkratky Úvod

2 4

Applied Abbreviations Introduction

6

6

8 11 14 18

Východiska dlouhodobé rovnováhy a vztah mezi nabídkou a poptávkou elektřiny a plynu Evropský kontext zásobování plynem a elektřinou Očekávaný vývoj spotřeby elektřiny Očekávaný vývoj spotřeby plynu Ceny elektřiny a zemního plynu

8 11 14 18

Bases of Long-Term Balance and the Relationship Between Supply and Demand of Electricity and Gas European Context of Gas And Electricity Supply Expected Development of Electricity Consumption Expected Development of Gas Consumption Prices of Electricity and Natural Gas

22 22 33 36 43 51 59

Provoz a rozvoj elektrizační soustavy České republiky Rozvoj zdrojové základny Výkonová bilance a spolehlivost Provoz elektrizační soustavy Palivová základna Elektrické sítě Ekonomické faktory rozvoje a provozu ES ČR

22 22 33 36 43 51 59

The Czech Republic Power System Operation and Development The Source Base Development The Power Balance and Its Reliability The Czech Republic Power System Operation Provision of Fuel Electrical Networks Economical Factors of the Czech Republic Power System Development

62 62 65 71 74

Provoz a rozvoj plynárenské soustavy České republiky Popis plynárenské soustavy Zdroje zemního plynu Uskladňování plynu v podzemních zásobnících Bilance plynárenské soustavy

62 62 65 71 74

Operation and Development of the Czech Republic Gas System The Decription of the Czech Republic Gas System Natural Gas Sources Underground Gas Storage Facilities Gas Network Balance

82

Shrnutí

82

The Results Summary

Note: Czech convention has been applied to all Czech/English figures and tables contained in this report, which means that a decimal comma is used instead of decimal point and thousands are separated by a space instead of a comma.

OTE, a.s. Expected Electricity and Gas Balance Report

01

Použité zkratky APPLIED ABBREVIATIONS

ZKRATKA

VÝZNAM

ABBREVIATION MEANING

BRKO

biologicky rozložitelná část komunálního odpadu

BRKO

biologically degradable part of municipal waste

CCS

technologie zachycení a ukládání CO2

CCGT

Combined cycle gas turbine

CCS

carbon capture and storage technology

CEE

Central and East Europe region (Czech Republic,

CEE

středoevropský region (Česká republika, Německo, Polsko, Slovensko, Maďarsko, Rakousko)

CNG

stlačený zemní plyn (v dopravě)

CSP

celková spotřeba plynu

CHP

Combined Heat and Power Production

ČEPS

provozovatel přenosové soustavy elektřiny

CNG

compressed natural gas (for transport)

DS

distribuční soustava – systém vedení 110 kV, vedení

CR

The Czech Republic

ČEPS

operator of the electricity transmission system

DNC

Domestic net consumption

DS

distribution network – 110 kV distribution system, high

DZ 360

replacement reserve, non-spinning

E27

indication for all EU member states

EEI

electricity energy intensity

ENTSO-E

The European Network of Transmission System

ES ČR

energy network in the Czech Republic

ERO

Energy regulatory authority

EU

European Union

GAV

gross added value – economical category more

GEI

gas energy intensity

HPS

hydro pumped storage power plant

JE

nuclear power plant

LNG

liquefied natural gas

LOLE

reliability criteria of the energy network – Loss of Load

LTO

long-time operation program

MO

small scale consumption (low voltage level)

MOO

household consumption (low voltage level)

MOP

business related consumption (low voltage level)

vysokého napětí a nízkého napětí

DZ 360

dispečerská záloha

E27

označení pro všechny členské země EU

EEN

elektroenergetická náročnost

ENTSO-E

evropská síť provozovatelů přenosových soustav

elektřiny (The European Network of Transmission System Operators for Electricity)

ES ČR

elektrizační soustava České republiky

ERÚ

Energetický regulační úřad

EU

Evropská unie

FVE

fotovoltaická elektrárna

HPH

hrubá přidaná hodnota – ekonomická kategorie vhodnější pro posuzování než HDP

JE

jaderná elektrárna

KVET

kogenerační výroba elektřiny a tepla

LNG

zkapalněný zemní plyn

LOLE

kritérium spolehlivosti elektrizační soustavy – očekávaná ztráta zatížení (Loss of Load Expectation), uvádí se ve dnech za rok

LTO

program dlouhodobé životnosti

MO

maloodběr (odběr z úrovně nízkého napětí)

MOO

maloodběr obyvatelstvo (odběr z úrovně nízkého

MOP

02

napětí)

maloodběr podnikatelů (odběr z úrovně nízkého napětí)

Germany, Poland, Slovakia, Hungary, Austria)

and low voltage distribution

Operators for Electricity

suitable for evaluation than GNP

Expectation, indicated in days in a year

OTE, a.s. Zpráva o očekávané rovnováze MEZI NABÍDKOU A POPTÁVKOU ELEKTŘINY A PLYNU

ZKRATKA

VÝZNAM

ABBREVIATION MEANING

MPO

Ministerstvo průmyslu a obchodu

MPO

Ministry of Industry and Trade

NAP

národní akční plán pro energii z obnovitelných zdrojů

NAP

National renewable energy action plan

NET4GAS

provozovatel přepravní soustavy plynu v České

NET4GAS

operator of the Czech Republic gas transmission

OTE

společnost vykonávající v České republice funkci

NG

natural gas

OTE

electricity and gas market operator in the Czech

PS

transmission system – distribution system 400 kV and

PST

a) general indication for primary, secondary and

OZE

republice

operátora trhu s elektřinou a plynem

obnovitelné zdroje energie (voda, vítr, fotovoltaika, geotermální energie, biomasa, slapové jevy)

PEN

plynoenergetická náročnost tvorby přidané hodnoty

PPC

paroplynový cyklus

PS

přenosová soustava – systém vedení 400 kV

PST

a) souhrnné označení pro primární, sekundární

a 220 kV a vybraných vedení 110 kV

system

Republic

220 kV and selected distributions 110 kV tertiary regulation or reserve

b) Phase Shifting Transformer

a terciární regulaci nebo rezervu

b) transformátor s příčnou regulací (Phase Shifting Transformer)

PV

photovoltaic power plant

RES

renewable energy sources (water, wind, photovoltaic

QS 10

quick start up to 10 minutes

RWE

Rheinisch–Westfälisches Elektrizitätswerk – european

sources, geothermal energy, biomass, tide)

PVE

přečerpávací vodní elektrárna

PZP

podzemní zásobník plynu

QS 10

rychlý start do 10 minut

SCGT

single cycle gas turbine

RWE

Rheinisch–Westfälisches Elektrizitätswerk –

TGC

total gas consumption

TUV

warm utility water

ÚEL

land ecological limits for brown coal mining

UGS

underground gas storage

VE

hydro power plants

VO

large scale consumption (high voltage and very high

VP

wind park

WD

wind power plant

evropská energetická skupina

SCGT

spalovací turbína v otevřeném cyklu

TNS

tuzemská netto spotřeba

TUV

teplá užitková voda

VO

velkoodběr (odběry z úrovně vysokého a velmi

VP

větrný park

VTE

větrná elektrárna

ZP

zemní plyn

vysokého napětí)

Ostatní symboly a zkratky se vyskytují v textu s jejich okamžitým vysvětlením.

power engineering company

voltage level)

Other symbols and abbreviations used in the text are immediately explained.


03

ÚVOD INTRODUCTION

„Zpráva o očekávané rovnováze“ 1 poskytuje základní informace o očekávané spotřebě elektřiny a plynu a o způsobu zabezpečení rovnováhy mezi nabídkou a poptávkou elektřiny a plynu. Publikované výsledky primárně prezentované decizní sféře vytváří nezbytné výchozí předpoklady pro řešení souvisejících ekonomických a provozních problémů elektroenergetiky a plynárenství ČR ve výhledu do roku 20402. Ve všech hlavních souvislostech jsou zde zohledněny vzájemné vazby, činnosti, práva a povinnosti orgánů státní správy, zákazníků, obchodníků, výrobců, provozovatelů elektrických a plynárenských sítí a OTE, a.s. Řešení problematiky, o níž zpráva pojednává, spadá do období, které je možno charakterizovat jako období oživení hospodářské činnosti, nárůstu tvorby přidané hodnoty, a to zejména v sektoru průmyslu, který má významný podíl ve struktuře spotřeby elektřiny a plynu v ČR. Zejména v důsledku ekonomického oživení pak v průběhu roku 2010 došlo k výraznému meziročnímu nárůstu spotřeby elektřiny i plynu. V průběhu roku došlo v elektroenergetice ČR a i v celé evropské energetice k několika posunům a upevnění nových vývojových trendů, jejichž přítomnost ovlivní dlouhodobý rozvoj elektrizační a plynárenské soustavy ČR. Zpráva tato nová fakta zohledňuje, uvedené výsledky řešení respektují vzájemné vazby mezi elektroenergetikou a plynárenstvím. Pozice plynárenství v energetice ČR je velmi významná a aktuálně je očekáván další růst využití plynu, a tedy i jeho významu. Podstatnou vlastností plynárenství je téměř stoprocentní závislost na dovozu primární suroviny (zemního plynu) ze zahraničí. Tato skutečnost činí z plynárenství obor, který je ze z pohledu obecné

The “Expected electricity and gas balance report“ 1 provides basic information about expected consumption of electricity and gas and about the method of securing the balance between the supply and demand of electricity and gas. Published results, primarily presented in the decision sphere, create essential initial assumptions for resolving related economic and operational issues of the electricity and gas industry of the CR on the outlook up to the year 20402. Considered here, in all principle contexts, are mutual relations, activities, rights, and obligations of state administration bodies, customers, traders, producers, electricity and gas network operators, and OTE, a.s. Resolving the issue discussed in the report falls into a period that may be characterized as a period of economic revival, growth in the formation of added value, which specifically applies to the sector of the industry that has a significant share in the structure of electricity and gas consumption in the CR. As a result of the economic revival, particularly during the year 2010, significant yearover-year growth in the consumption of both electricity and gas occurred. During the year, the Czech Republic, but also the entire European electricity industry, experienced several shifts and strengthening of new developmental trends, the presence of which will affect the long-term development of the Czech Republic power and gas system. The report reflects these new facts; the results of the solutions specified respect the mutual relations between electricity and gas industry. The position of gas industry in the Czech energetics is very important and currently, further growth is expected in the utilization of gas, and thus in its importance. A substantial feature of gas industry is its nearly absolute

1) Tento dokument je stručným výtahem ze zprávy zpracované na základě požadavku § 20a, odst. 4, písm. f) zákona č. 458/2000 Sb., o podmínkách podnikání a o výkonu státní správy v energetických odvětvích a o změně některých zákonů (energetický zákon) v platném znění a odevzdané ERÚ, MPO, ČEPS a NET4GAS na přelomu roku 2010/11.

1) Note: This document is a brief excerpt from the report produced on the basis of request § 20a, paragraph 4, letter f), of Act no. 458/2000 Coll., on business conditions and on execution of state administration in energy sectors and on the revision of certain acts (Energy Act) as currently valid and provided to ERO, MPO, ČEPS and NET4GAS at the brink of 2010/11.

2) Základem pro zpracování byla data od účastníků trhu získaná v první polovině roku 2010 odpovídající záměrům známým k tomuto období.

2) The basis for its processing was data acquired from market participants in the first half of 2010 and they correspond to purposes known in this period.

04


energetické bezpečnosti rizikový, a to i přesto, že jsou ve všech směrech podnikány kroky, jejichž cílem je tato rizika zmírňovat. Využívání zemního plynu je v současnosti zaměřeno převážně na výrobu tepelné energie. Pro výrobu elektrické energie je aktuálně zemní plyn využíván pouze okrajově. V očekávané bilanci plynárenské soustavy se zásadně projeví, že se na jedné straně postupně snižuje měrná spotřeba tepla jako důsledek aplikace úsporných opatření, zejména v sektoru bydlení, na druhé straně bude nutno z dlouhodobého pohledu řešit náhradu chybějících primárních palivových zdrojů, zejména tuzemského hnědého uhlí. Nárůst využívání zemního plynu pro výrobu tepla pro vytápění bude mít za následek ještě výraznější sezonní charakter ročního plynárenského diagramu, a tedy větší nároky na akumulační služby zabezpečované zásobníky. Výstavba velkých paroplynových zdrojů si zase vyžádá výstavbu nové síťové infrastruktury. Programové prohlášení vlády ČR obsahuje závazek prozatím zachovat územně-ekologické limity těžby hnědého uhlí. Tato skutečnost může vést k problémům se zajištěním dodávek elektřiny a centralizovaného tepla. Předložený materiál se proto věnuje možným dopadům zachování či prolomení limitů těžby hnědého uhlí. Změna charakteru zdrojové základny ve středoevropských ES vyžaduje posilování přenosových sítí. Součástí důsledného prověření provozovatelnosti soustavy ČR je tedy analýza propustnosti mezistátních síťových propojení. Velká pozornost je ve studii věnována přenosové a distribuční síti především s ohledem na rozvoj výrobní základny a také na potřeby a požadavky spotřebitelů. Významným trendem na celoevropské i globální úrovni je vývoj a ověřování možností využití nových technologií v rámci energetiky, což je obvykle souhrnně označováno jako koncept inteligentních sítí (Smart Grids). V souvislosti s rozvojem inteligentních sítí se předpokládá implementování souboru nástrojů umožňujících zapojení spotřeby i distribuované výroby elektřiny do řízení a regulace soustavy.

dependence on foreign raw material – natural gas. This fact makes gas industry a risky one, from the perspective of general power supply security, and this despite the fact that broad measures have been undertaken to reduce these risks. The use of natural gas is currently primarily focused on the production of thermal energy. The use of natural gas for the production of electricity is presently only marginal. In the expected balance of the gas system, we principally see that on the one side, the specific consumption of heat gradually decreases due to the application of saving measures, especially in the housing sector; on the other side, it will be necessary, from a long-term perspective, to resolve the substitution of missing primary fuel resources, especially domestic brown coal. Increased use of natural gas for the production of heat for heating will mean a further increase in the seasonal character of the annual gas diagram, and thus greater demands on accumulation services provided by underground gas storages. The construction of large steam-gas sources will also require the construction of a new network infrastructure. The policy statement declared by the Czech Republic government so-far includes the obligation to maintain the ecological limits for brown coal mining. This fact may lead to difficulties in provision of supplies of electricity and centralized heat. The submitted material therefore focuses on potential impacts of maintaining or cancelling the limits for brown coal mining. Changing the nature of the source base in the Central European PS requires strengthening of the transmission systems. A thorough verification of Czech Republic system operability is thus a carrying capacity analysis of interstate network connections. The study strongly focuses on transmission and distribution networks particularly with regard to the development of the production base and also on the needs and requirements of consumers. A significant trend at the pan-European and global level is the development and verification of alternatives of using new power industry technologies, which is often collectively designated as intelligent network design (Smart Grids). In relation to the development of Smart Grids, the implementation of a set of tools that allows consumption as well as dispersed production of electricity to be involve into the power system control and regulation.


05

východiska dlouhodobé roVNOVÁHY A VZTAH MEZI NABÍDKOU A POPTÁVKOU ELEKTŘINY A PLYNU bases of long-term balance and the relationship between supply and demand of electricity and gas

Oblasti elektroenergetiky a plynárenství, dvě nejdůležitější odvětví české energetiky, nejsou vzájemně nezávislé. Naopak existuje několik vazeb, které si vynucují společné řešení výhledu budoucí rovnováhy mezi nabídkou a poptávkou. Vzájemné vazby schematicky přibližuje obr. 1.

The electricity and gas industry, two of the most important branches of the Czech power industry, are not mutually independent of each other; in contrast, several relationships exists that demand joint solutions of the future balance outlook between supply and demand. Mutual relationships are schematically outlined in fig. 1.

Z pohledu bilancí energie je podstatný fakt, že celková energie, která je spotřebována v rámci využití elektřiny a plynu jako energetických médií, je nižší než prostý součet tuzemské netto spotřeby elektřiny a celkové spotřeby plynu, protože součet těchto dvou spotřeb v sobě zahrnuje jistou část energie dvakrát. Jedná se o energii, která číselně odpovídá elektřině vyrobené za využití plynu jako zdroje primární energie a která je tedy energií, vzniklou transformací jednoho energetického média na jiné. Výroba elektřiny (provoz výrobních jednotek) tak ovlivňuje výši spotřeby plynu i tvar odběru. Tento vliv je v obr. 1 znázorněn červenou lomenou šipkou. Transformace energie a její přetok do jiné energetické bilance přitom probíhá směrem z plynárenské bilance do bilance elektroenergetické. V roce 2009 byla v ČR vyrobena přibližně 1 TWh elektrické energie transformací energie zemního plynu na energii elektrickou, což bylo přibližně 1,2 % celkové vyrobené elektřiny. Na výrobu této elektřiny bylo v roce 2009 spotřebováno 3,8 % celkové spotřeby plynu. Do budoucna se bude tento podíl velmi výrazně zvyšovat (dle aktuálních předpokladů bude tento podíl v roce 2040 činit přibližně 25 %).

From the perspective of energy balance, an important fact is that the total energy consumed in the context of electricity and gas use as power media, is lower than the simply sum of domestic net consumption of electricity and overall consumption of gas because the sum of these two consumptions intrinsically include a certain part of energy twice. This concerns energy that numerically amounts to electricity, produced by the use of gas as a primary energy source and is thus energy that is creased by transforming one energy medium to another. The production of electricity, the operation of production units, thus influences the amount of gas consumption as well as the course of takeoff. This effect in fig. 1 is illustrated on the red broken arrow. Transformation energy and its outflow into a different energy balance meanwhile flows from the gas balance to the electricity balance. In 2009, approximately 1 TWh of electrical energy in the CR was produced by transforming natural gas energy into electricity, which was approximately 1.2% of the net electricity produced. 3.8% of total gas consumption was consumed for the production of this electricity in 2009. This ratio will greatly increase in the future (based on current estimates, the ratio will be approximately 25% in 2040).

06


Obr. 1: Schematické zobrazení vztahu elektroenergetiky a plynárenství Fig. 1: SCHEMATIC ILLUSTRATION OF THE RELATIONSHIP OF ELECTRICITY AND GAS INDUSTRY

Spotřeba (poptávka) elektřiny • Electricity consumption (demand)

Spotřeba (poptávka) plynu • Gas consumption (demand)

determinanty • determinants: sociální, demografické, ekonomické vlivy • social, demographic, economic influence

vzájemná substituce mutual substitution

determinanty • determinants: sociální, demografické, ekonomické vlivy • social, demographic, economic influence

KVET + samostatná výroba elektřiny • CHP + independent electricity production

Elektromobily • Electromobiles

Automobily na plyn (CNG) • Gas-driven automobiles (CNG)

Zdroje (nabídka) elektřiny • Electricity sources (supply)

výroba elektřiny z plynu electricity production from gas

Samostatná výroba tepla • Independent heat production

Domácnosti • Households vynucené výkony must-run outputs

Výrobní sféra • Production sphere

Zdroje (nabídka) plynu • Gas sources (supply)

1. Uhelné bloky (hnědé a černé uhlí) • Coal blocks (brown and hard coal)

Tuzemská těžba • Domestic extraction

2. Paroplynové bloky + KVET • Steam-gas units + CHP

Dovoz ze zahraničí • Import from abroad

3. Jaderné bloky (uran) • Nuclear blocks (uranium) 4. Obnovitelné zdroje • Renewable sources

Na vzájemný vztah elektroenergetiky a plynárenství se lze podívat také skrze kombinovanou výrobou elektřiny a tepla (KVET), která má významný podíl na celkové spotřebě plynu (přibližně 12 % v roce 2009). Kombinovaná výroba elektřiny a tepla v segmentu plynu jako paliva je dominantně uskutečňována v paroplynových jednotkách, jejichž diagram výroby elektřiny je závislý na odběru tepla. Tento druh provozu je označován jako režim vynuceného výkonu. Provoz těchto jednotek tak významně ovlivňuje provoz výrobní základny ES, protože elektřina vyrobená v KVET je v rámci elektrizační soustavy využívána přednostně. Tato vazba je na obr. 1 znázorněna modrou lomenou šipkou.

One may view the mutual relationship between electricity and gas industry through combined heat-electricity production (CHP), which plays an important role in total gas consumption (approximately 12% in 2009). Combined heat-electricity production in the segment of gas as fuel is dominantly proceeds in steam-gas units, whose electricity production diagram depends on the heat takeoff. This type of operation is identified as must-run output mode. The operation of these units thus significantly affects the operation of the ES production base because electricity produced in CHP is, in the frame of the power system, used preferentially. This relationship is illustrated in fig. 1 by the broken blue arrow.

Poslední významná vazba mezi elektroenergetikou a plynárenstvím je zprostředkována skrze vzájemnou substituovatelnost elektřiny a plynu, a to zejména ve využití k výrobě tepla či do budoucna k pohonu automobilů (v obr. 1 znázorněná červenomodrou šipkou). Míra substituovatelnosti je dominantně určena cenovým poměrem energetických médií. Aktuálně je tento poměr ustálen a v horizontu roku 2040 není očekávána výrazná změna.

The last important relationship between electricity and gas industry is mediated through the mutual substitutability of electricity and gas, specifically in the use of producing heat or, in the future, to power automobiles (in fig. 1, illustrated by a red-blue arrow). The measure of substitutability is primarily determined by the cost ratio of energy media. This ratio is currently stable and a significant change is not expected on the horizon in 2040.


07


EVROPSKÝ KONTEXT ZÁSOBOVÁNÍ PLYNEM A ELEKTŘINOU

EUROPEAN CONTEXT OF GAS AND ELECTRICITY SUPPLY

Evropský kontext zásobování elektřinou Český trh s elektřinou je nejvíce ovlivňován středoevropským trhem, a proto se dlouhodobé bilance soustřeďují především na středoevropský region (Central and East Europe – CEE), do něhož je řazena Česká republika, její sousední země a Maďarsko. Spotřeba elektřiny v CEE v roce 2009 přesáhla 866 TWh, netto výroba elektřiny přesáhla 902 TWh a brutto výroba 980 TWh. Největším výrobcem i spotřebitelem elektřiny v regionu je Německo, jehož podíl na výrobě i spotřebě elektřiny přesahuje 62 %. Podíl ČR na spotřebě regionu činí přes 7 %, ale podíl na výrobě přesahuje 8 % vzhledem k tomu, že z ČR se exportuje značný objem elektřiny.

European context of electricity supply Czech electricity market is mostly affected by the central European market and therefore the long-term balances focus particularly on Central and East Europe region – CEE, which includes the Czech Republic with the neighboring countries, and Hungary. Electricity consumption in CEE in 2009 exceeded 866 TWh, net electricity production exceeded 902 TWh and gross production 980 TWh. The largest electricity producer and consumer in the region is Germany with over 62% portion in electricity production and consumption. The CR share in consumption in the region forms over 7% but production is over 8% because CR exports significant volume of electricity.

Mezistátní výměny elektřiny tvoří v Evropě významnou The interstate electricity exchanges in Europe form část bilance a středoevropský region v tomto směru není a significant part of balance and Central European region výjimkou, jak ukazuje obr. 2. Česká republika je nejen is not an exception in this matter, as indicated fig. 2. The významným exportérem elektřiny, ale významně se podílí Czech Republic is a significant electricity exporter and also i na tranzitu elektřiny, který ročně dosahuje hodnot kolem participates in electricity transit which annually reaches 6DruhTWh. Středoevropský region jako celek v roce 2009 TWh. Central and East zdroje / Source exportní around saldo 22,56TWh / export balance 22.5 TWhEurope region indicated 47 jaderný / nuclear 20 % Středoevropský region – výroba 902,2 TWh / Central and East Europe – production 902.2 TWh vykazoval exportní charakter. export character in 2009. uhelný / coal % plyn / gas 12 % olej / oil 1 % vodní (VE) / water (Hydro) ostatní / other 4 ostatní / other type

8

8%

dat / Data source: ENTSO-E Obr. 2: PŘENOSY ELEKTŘINYZdroj PO MEZISTÁTNÍCH PROFILECH STŘEDOEVROPSKÉHO REGIONU (rok 2009) % Fig. 2: ELECTRICITY TRANSMISSIONS ON INTERSTATE PROFILES IN CEE (2009)

SE

LV

Rusko

Druh zdroje • Source type

DK

20 % jaderný • nuclear

LT

2,1

47 % uhelný • coal

RU

0,5

BY

1,1

0,2

5,4 DE

BE

8% 1%

4,4 9,2 Francie

8 % OZE bez VE • RES without Hydro

20 %

4 % ostatní • other

8%

PL 12 %

10,5

0,2

CZ

47 %

FR

SR

AT CH

8,6

1,2

2,1 3,3

IT

SI

HU

1,4

UA Středoevropský region – výroba 902,2 TWh Central and East Europe – production 902.2 TWh

2,7

exportní saldo 22,5 TWh • export balance 22.5 TWh

0,3 RO

1,3

Zdroj dat • Data source: ENTSO-E

HR BA

08

1 % olej • oil 8 % vodní (VE) • water (Hydro)

4%

NL

12 % plyn • gas

SRB


Souhrnně lze očekávaný vývoj elektroenergetiky ve středoevropském regionu vymezit následujícími tendencemi: 1. Spotřebu i výrobu elektřiny ve středoevropském regionu dominantně ovlivňuje Německo, 2. Spotřeba elektřiny a zatížení (na úrovni tuzemská netto spotřeba plus ztráty v sítích) v průměru poroste pod 1 % ročně, ale tempo růstu nebude stejné v jednotlivých zemích. Zatímco Německo očekává růst spotřeby elektřiny pouze kolem 0,3 % ročně, na druhé straně Polsko očekává růst kolem 2,4 % ročně. Česká republika je s očekávaným průměrným ročním růstem spotřeby elektřiny kolem 1,4 % mírně nadprůměrná, ale toto tempo je srovnatelné s tempem, jaké se očekává v Rakousku. 3. Instalovaný výkon v CEE by měl do roku 2025 vzrůst o více než 55 GW (tj. o cca 25 %) oproti roku 2010 a dosáhnout 279 GW.

In general, the expected development of electricity industry in Central and East Europe can be specified in the tendencies below: 1. Electricity consumption and production in Central and East Europe is dominated by Germany. 2. Electricity consumption and load (in category: domestic net consumption plus losses in networks) will on average grow under 1% annually but the growth pace will not be the same in individual countries. Whilst Germany expects electricity consumption growth only around 0.3% annually, Poland on the other hand expects growth around 2.4% annually. The Czech Republic is slightly above average with electricity consumption growth around 1.4%, but the pace is comparable with level of growth expected in Austria. 3. Generating capacity in CEE should grow before 2025 by more than 55 GW (i.e. by approx 25%) in comparison to 2010 and reach 279 GW.

V absolutních hodnotách by nejvíce měl vzrůst výkon OZE (mimo VE), především větrných a solárních elektráren. U těchto zdrojů lze podle současných názorů očekávat nárůst instalovaného výkonu i o více než 40 GW. Na druhé straně se však očekává významný pokles výkonu elektráren na hnědé uhlí a na kapalná paliva. Další skupinou zdrojů, u nichž se očekává nárůst výkonu o více než 17 GW, jsou plynové elektrárny. Výkon jaderných elektráren v případě, že dojde k obnově německých jaderných elektráren, vzroste o cca 5 GW. Situaci ve středoevropském regionu v roce 2015 popisuje obr. 3.

Output from RES should grow most in absolute values (except for hydro power plants), particularly from wind and solar power plants. The growth of generating capacity can be over 40 GW in the sources above as per the current opinions. On the other hand, a significant drop is expected in brown coal fired and liquid fuel power plants. Another group of sources with expected capacity growth by more than 17 GW includes gas power plants. The capacity of nuclear power plants in case of German nuclear power plants revival will grow by approx 5 GW. Situation in Central and East Europe region for 2015 is specified on fig. 3.

Obr. 3: PŘEDPOKLÁDANÁ SKLADBA INSTALOVANÉHO VÝKONU VE STŘEDOEVROPSKÉM REGIONU V ROCE 2015 Fig. 3: EXPECTED STRUCTURE OF GENERATING CAPACITY IN CEE IN 2015 1%

Druh zdroje • Source type 13 %

jaderný • nuclear 1% 7%

33 %

8%

uhelný • coal

4%

plyn • gas

32 % 81 %

6% 14 % 1%

12 %

DE

154 079 MW

35 650 MW

5%

10 % 1 % 11 %

olej • oil

PL

17 %

CZ

vodní (VE) • water (Hydro) OZE bez VE • RES without Hydro ostatní • other

21 600 MW SR 9 720 MW AT 25 % 29 % 2 % 23 273 MW 1 % 17 % 26 % 12 % 7% 8% 6% 17 %

45 %

23 %

56 %

4%

3%

HU

12 %

16 % 38 %

11 330 MW

Zdroj dat: databáze EGÚ • Data source: EGÚ database


09


V regionu CEE bude pokračovat integrace národních trhů s elektřinou do trhu regionálního, což je jistě pozitivní tendence. V tomto procesu je však nutno zajistit udržování a zlepšování energetické bezpečnosti států. Obchodní hledisko (zvyšování objemu mezinárodního obchodu s elektřinou) se nesmí dostávat do rozporu s hlediskem bezpečnostním (zajištění spolehlivosti dodávek elektřiny). Evropský kontext zásobování plynem Na již dříve přijaté strategii energetické politiky EU, která je závazná i pro Českou republiku, přerušení dodávky zemního plynu z Ruska, označované jako „plynárenská krize“ z ledna 2009, mnoho nezměnilo. Plynárenská krize však ovlivnila energetickou politiku EU v oblasti plynu v tom smyslu, že byla urychleně přijata opatření pro zvýšení bezpečnosti dodávek v pěti hlavních směrech: urychlil se tlak na výstavbu plynovodů do EU (Nord Stream, South Stream, Nabucco), zvýšil se tlak na výstavbu LNG terminálů (v EU je v současnosti vybudováno 18 terminálů), stimulují se regionální projekty na zvýšení bezpečnosti dodávek plynu (přeshraniční propoje), stimuluje se další výstavba a zvyšování kapacity zásobníků, byl přijat program reverzních toků plynu ve směru západ–východ (výrazně se podílí i ČR). Velmi podnětné jsou závěry Evropského parlamentu z února 2009: Každý stát včetně vnitrozemských má mít právo přístupu ke zkapalněnému plynu (zásadní změna proti minulosti – názor, že LNG terminály jsou drahé, je dnes již menšinový). Propoje sever – jih napříč střední a jihovýchodní Evropou budou finančně podporovány. V ČR jde teoreticky o projekt plynovodu Mozart (propojení jižních Čech a Horního Rakouska) nebo o plynovod jih – sever: Rakousko (Baumgarten) a Břeclav; PZP Třanovice a Cieszyn (Polsko). Rozšíření kapacity zásobníků pro krytí 90 dnů spotřeby (dotace 35 mil. EUR pro ČR). Je zřejmé, že praktickým důsledkem plynárenské krize nebude oslabení perspektivy plynu v EU, ale naopak posílení jeho pozice. Oslabena však bude pozice Ukrajiny

10

The integration of national electricity markets will continue in CEE region into the regional market which is definitely a positive tendency. Within this process, it is necessary to provide the maintenance and improvement of energy security for the states. The trade viewpoint (improvement of international trade with electricity) must not be in conflict with the security viewpoint (the provision of electricity supply reliability). European context of gas supply The interruption of gas supply from Russia, known as ‘gas industry crisis’ in January 2009, did not change much in the accepted strategy of EU energy policy, which is binding for the Czech Republic. The gas crisis affected the EU energy policy within the gas area as regards the speedy acceptance of measures for increasing the supply security in five main directions: the pressure on constructing gas lines to EU increased (Nord Stream, South Stream, Nabucco), the pressure on constructing LNG terminals increased (there are currently 18 terminals in the EU), regional projects are stimulated for increasing the safety of gas supplies (cross-border connections), further construction is stimulated and the capacity of storage facilities increases, the program for reverse gas flow was accepted in west-east direction (CR participates significantly). The conclusions of the European parliament from 2009 are very stimulating: Each state including domestic states should have an access right to liquefied gas (crucial change compared to the past – the opinion that LNG terminals are expensive is now a matter for minority). Connections north-south across central and southeast Europe will be financially supported. In the CR it is a gas line project Mozart (connection of Bohemia and Upper Austria) or gas line south-north: Austria (Baumgarten) and Břeclav; UGS Třanovice and Cieszyn (Poland). Expanding the capacity of the storage facilities for covering 90 consumption days (funding 35 million EURO for CR). It is obvious that practical consequence of the gas crisis will not be the weakening of the gas perspective in the EU but on the contrary, the strengthening of its position. Nevertheless, the position of Ukraine and Belarus (transit


countries) will be weakened. Fig. 4 specifies the current and planned routes for crucial gas pipelines providing natural gas supply to Europe.

a Běloruska jakožto tranzitních zemí. Na obr. 4 jsou uvedeny současné a plánované trasy rozhodujících plynovodů zásobujících Evropu zemním plynem.

Obr. 4: Schéma stávajících a plánovaných hlavních plynovodů zásobujících Evropu zemním plynem Fig. 4: EXISTING AND PLANNED KEY GAS PIPELINES SUPPLYING NATURAL GAS TO EUROPE stávající plynovody existing pipelines budované, plánované a uvažované plynovody pipelines under construction, planned or intended

FI

SE

RU

Nord Stream

NO

plynovody od zdrojů pipelines from gas sources

EE

LT

RU

Jamal

Opal

IE

GB

NL

DE

BE

PL

Gazela CZ

FR

zdroje zemního plynu natural gas sources

LV

DK

IT

Bratrství Ukrajina MD

HU

South Stream

RS ME AL

UZ

BG

Blue stream

MA

ES

PT

KZ

GUEU

RO BA

Galsi

BY

b

hu

ga um Ba SR

AT SI HR

CH

n r te

GR

TR

DZ

AZ

Nabucco

Kypr MA

Gruzie

AM

SY IQ

TN LY

TM

IR

EG

OČEKÁVANÝ VÝVOJ SPOTŘEBY ELEKTŘINY

EXPECTED DEVELOPMENT OF ELECTRICITY CONSUMPTION

Predikce spotřeby elektřiny je vytvářena odděleně pro dvě sféry spotřeby: výrobní sféru a sféru domácností. První se odráží od predikcí ekonomického vývoje na makroekonomické úrovni, druhá využívá demografických projekcí, zejména projekcí počtu domácností.

The prediction of the electricity consumption is formed independently for two consumption sectors: The production sector and household sector. The first is reflected from the predictions of economical development at macro-economical level; the second uses demographic projections, particularly the number of households.

Spotřeba výrobní sféry Spotřeba výrobního sektoru je určena výkonností ekonomiky a elektroenergetickou náročností (EEN). Pro predikce spotřeby výrobní sféry je možno vymezit několik předpokladů vývoje: 1. Podíl sektoru služeb na produkci HPH se bude v dlouhodobém časovém horizontu mírně zvyšovat, což bude působit na snižování EEN. 2. Je očekávána další technicko-ekonomicky, potažmo ekologicky zdůvodněná obnova technologií za energeticky efektivnější.

The production sphere consumption The production sector consumption is specified by the economy efficiency and electricity energy intensity (EEI). It is possible to specify the development pre-requisites of the consumption prediction in the production sphere as follows: 1. The share of service sector in GAV (gross added value) production will be in long-term period mildly increasing which will result in EEI reduction. 2. Further replacement of technologies for the more power efficient technologies is expected due to technical-economical and ecological reasons.


11


3. Dlouhodobě není očekávána výraznější změna struktury tvorby HPH, a tedy i spotřeby elektřiny výrobní sféry. 4. Pro krátkodobý horizont, pro rok 2010, predikce počítá s mírným navýšením elektroenergetické náročnosti tvorby HPH, související s přechodem hospodářství z fáze útlumu do fáze růstu – v dalších letech je očekáván návrat k tendenci snižování EEN. Spotřeba sféry domácností Aktuální předpoklady, relevantní přímo pro predikce spotřeby elektřiny maloodběru obyvatelstva – domácností, je možné shrnout do následujících několika bodů: 1. spotřeba elektřiny jedné domácnosti bude v dlouhodobém horizontu narůstat přibližně na průměrnou úroveň zemí E27, 2. predikce předpokládají výrazné úspory energie na vytápění, související se snižováním energetické náročnosti budov, 3. předpoklad úspor souvisejících se změnou využívání – mírné snížení nároku na využití, 4. v predikcích je dále zahrnut předpoklad úspor souvisejících s kontinuální obnovou elektrických spotřebičů, resp. navyšováním jejich energetické účinnosti, 5. množství a využití elektrických spotřebičů v domácnostech nadále a trvale poroste, což bude mít za následek zvyšování spotřeby nejen v subsektoru ostatní spotřeby, ale i celkově. Mezi roky 2009 a 2040 předpokládá predikce dle referenčního scénáře následující úspory spotřeby elektřiny: subsektor elektrického vytápění – pokles měrné spotřeby o 22 %, subsektor ohřevu TUV – pokles měrné spotřeby o 18 %, subsektor ostatní spotřeby – pokles energetické náročnosti o 7 %, celková měrná spotřeba vzroste o 29 %. Predikce vývoje tuzemské netto spotřeby elektřiny Predikce tuzemské netto spotřeby elektřiny je součtem obou dílčích predikcí: pro výrobní sféru a pro sféru domácností. Výsledné hodnoty uvedené v energetickém členění, odpovídajícím rozdělení odběrných míst do tří kategorií, jsou: VO – velkoodběr (což je odběr výhradně z napěťových hladin VN a vvn), MOP – maloodběr podnikatelský a MOO – maloodběr obyvatelstva.

12

3. No significant change is expected in GAV formation structure, therefore in consumption in electricity production sphere. 4. The prediction for short-term period for 2010 includes mild increase in electricity industry demands for GAV formation, related to the transformation of economy from the depression phase to the growth phase – return to EEI reduction tendency is expected in further years. Households consumption The actual assumptions relevant directly for electricity consumption for the domestic use of households can be specified in the points below: 1. in the long run, electricity consumption in the domestic household sector will grow to the average consumption level in E27 countries, 2. the predictions expect significant savings in heating energy related to the reduction of energy requirements of houses, 3. the predictions expect savings due to the mild reduction of electricity utilization, 4. the prediction also includes the expectations of savings related to continual upgrading of electrical appliances, i.e. increase if the energy efficiency, 5. the amount and use of electrical appliances in households will continue to grow which will result in increased consumption in the sub-sector of “other consumption” and also in total. Between 2009 and 2040 the prediction expects as per the reference scenario, the savings as follows: sub-sector of electrical heating – drop in specific consumption by 22%, sub-sector of water heating – drop in specific consumption by 18%, sub-sector of other consumption – drop in energy intensity by 7%, total growth in specific consumption 29%. The prediction of the domestic net electricity consumption The prediction of domestic net consumption (DNC) is the sum of both partial predictions: for the production and household sector. The final values specified in the power division comply with the division of delivery points in three categories: VO – large scale consumption (consumption solely from HV and VHV voltage level), MOP – commercial sphere consumption, and MOO – household sphere consumption.


Následující tab. 1 a graf na obr. 5 seznamují v energetickém členění a v průřezech s vytvořenou predikcí spotřeby elektřiny ES ČR.

The tab. 1 and graph on fig. 5 below indicate in the energy structure the electricity consumption prediction in the Czech Republic power system.

Tab. 1: VÝVOJ SPOTŘEBY ELEKTŘINY [GWh] – REFERENČNÍ SCÉNÁŘ Tab. 1: ELECTRICITY CONSUMPTION DEVELOPMENT [GWh] – reference SCENARIO 2010

2011

2012

2013

2014

2015

2020

2030

2040

VO • large scale consumption

35 547

36 059

36 566

37 177

37 963

38 788

42 461

45 752

47 249

MO • small scale consumption

23 319

23 649

24 144

24 636

25 018

25 393

27 131

29 245

30 593

8 375

8 525

8 840

9 165

9 377

9 597

10 571

11 543

12 027

– MOP • commercial sphere consumption – MOO • household sphere consumption

14 944

15 124

15 304

15 472

15 640

15 796

16 560

17 702

18 566

Tuzemská netto spotřeba • Domestic net consumption

58 866

59 708

60 710

61 813

62 981

64 182

69 592

74 997

77 842 6 028

Ztráty • Losses

4 666

4 729

4 806

4 890

4 979

5 070

5 477

5 854

– ztráty PS • PS losses

747

758

770

783

796

810

872

927

949

– ztráty DS • DS losses

3 919

3 972

4 035

4 107

4 182

4 260

4 605

4 928

5 079

63 531

64 437

65 516

66 703

67 960

69 252

75 069

80 851

83 870

TNS včetně ztrát • DNC including losses

V souladu s uvedenými údaji je možno konstatovat několik charakteristik předkládaných predikcí spotřeby tuzemské netto spotřeby: referenční scénář předpokládá v roce 2040 hodnotu tuzemské spotřeby ve výši 77,8 TWh s pásmem ± 9,4 TWh, scénáře předpokládají nárůst tuzemské netto spotřeby do roku 2040 o 19 % (nízký), 36 % (referenční) a 52 % (vysoký) vzhledem k hodnotě roku 2009.

The data specified in the table show several characteristics submitted in the consumption prediction of domestic net electricity consumption: The reference scenario in 2040 expects the value of domestic consumption at 77.8 TWh with range ± 9.4 TWh, The scenarios expect the growth of domestic net consumption before 2040 by 19% (low), 36% (reference), and 52% (high) in comparison to 2009.

Obr. 5: PREDIKCE TUZEMSKÉ NETTO SPOTŘEBY ELEKTŘINY (scénář 9/2010) Fig. 5: DOMESTIC NET CONSUMPTION PREDICTION (scenario 9/2010) 1995

2000

2005

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

2055

vysoký scénář • high scenario

95

referenční scénář • reference scenario

90

nízký scénář • low scenario

85

TWh

80

2060

+ 40 % + 31 %

historie • history

+ 36 %

75 70 65 60 55 50


13


OČEKÁVANÝ VÝVOJ SPOTŘEBY PLYNU Predikce celkové budoucí spotřeby plynu jsou, podobně jako u elektřiny, vytvářeny pro dvě analyticky a významově samostatné části: výrobní sféru a sféru domácností. Predikce spotřeby výrobní sféry je dominantně vytvářena jednak na základě makroekonomických rozvah a jednak za využití výsledků modelového bilancování budoucího provozu elektrizační soustavy. Predikce spotřeby sféry domácností je pak dominantně vytvářena za použití rozvah demografických či sociálně vědných. Predikce vývoje spotřeby výrobní sféry Predikce spotřeby výrobní sféry zahrnuje predikci spotřeby plynu ve dvou segmentech: 1. samostatná výroba elektřiny a kombinovaná výroba elektřiny a tepla (KVET), 2. ostatní spotřeba výrobní sféry. Spotřeba na výrobu elektřiny a KVET Pro vývoj spotřeby plynu na výrobu elektřiny a KVET je rozhodující navrhovaný variantní rozvoj výrobní základny ES, který je podrobněji popsán v následujících kapitolách. Nejvyšší úhrnnou spotřebu zemního plynu vykazuje varianta E1, protože počítá s pěti systémovými paroplynovými jednotkami a přechodem všech tepláren a závodních elektráren (dosud spalujících hnědé uhlí) na černé uhlí a zemní plyn. Naproti tomu nejnižší úhrnnou spotřebu plynu vykazuje varianta E2a, která namísto dvou CCGT jednotek 430 MW počítá s dalším jaderným blokem a navíc zahrnuje předpoklad prolomení územně ekologických limitů. Pro horizont roku 2040 předpokládají jednotlivé varianty následující rozvoj:

EXPECTED DEVELOPMENT OF GAS CONSUMPTION The predictions of total future gas consumption are, similarly to the electricity, formed for two analytically and importance independent parts: The production sector and household sector. The consumption prediction in the production sector is dominantly formed on the basis of macro-economical consideration and with the application of results from model of future operation of the electrical power system. The consumption prediction for the household is dominantly based on demographic and sociological data. The consumption prediction in the production sector The consumption prediction in the production sector includes gas consumption prediction in two segments: 1. independent electricity production and combined heat and electricity production (CHP), 2. other consumption in production sector. Consumption for electricity production and CHP The development of the power system production base is decisive for the development of this consumption part. The highest total natural gas consumption shows E1 variant because it considers five system steam-gas units and the transfer of all heating plants and autoproducers (so far using brown coal) to black coal and natural gas. On the other hand, the lowest gas consumption predicts E2a variant, which considers another nuclear unit instead of two CCGT units 430 MW (combined cycle gas turbine), and also includes the expectation of cancelling the mining limits. The development for the period to 2040 is expected as follows:

Varianta E1 1x hnědouhelný blok 660 MW 2x jaderný blok 1 200 MW 1x 840 MW, 1x 950 MW, 3x 430 MW CCGT zachování územně ekologických limitů, a tedy: přechod tepláren a závodních elektráren z hnědého uhlí na černé uhlí, zemní plyn a biomasu

Variant E1 1x brown coal unit 660 MW 2x nuclear unit 1,200 MW 1x 840 MW, 1x 950 MW, 3x 430 MW CCGT Maintaining the mining limits, i.e. heating plants and autoproducers transfer from brown coal to black coal, natural gas and biomass

Varianta E1a 1x hnědouhelný blok 660 MW 2x jaderný blok 1 200 MW 1x 840 MW, 1x 950 MW, 3x 430 MW CCGT prolomení územně ekologických limitů, a tedy: zachování hnědého uhlí jako paliva u části tepláren a závodních elektráren

Variant E1a 1x brown coal unit 660 MW 2x nuclear unit 1,200 MW 1x 840 MW, 1x 950 MW, 3x 430 MW CCGT Cancelling the mining limits, i.e. maintaining brown coal as fuel for part of the heating plants and autoproducers

14


Varianta E2 1x hnědouhelný blok 660 MW 3x jaderný blok 1 200 MW 1x 840 MW, 1x 950 MW, 1x 430 MW CCGT 3x SCGT 150 MW s nízkým využitím zachování územně ekologických limitů, a tedy: přechod tepláren a závodních elektráren z hnědého uhlí na černé uhlí, zemní plyn a biomasu Varianta E2a 1x hnědouhelný blok 660 MW 3x jaderný blok 1 200 MW 1x 840 MW, 1x 950 MW, 1x 430 MW CCGT 3x SCGT 150 MW s nízkým využitím prolomení územně ekologických limitů, a tedy: zachování hnědého uhlí jako paliva u části tepláren a závodních elektráren Ostatní spotřeba výrobní sféry Pro predikci ostatní spotřeby výrobní sféry je rozhodující vytvoření výhledu plynoenergetické náročnosti tvorby přidané hodnoty (PEN). Dle referenčního scénáře je nejvýraznější pokles plynoenergetické náročnosti tvorby přidané hodnoty očekáván v sektoru služeb a naopak nejméně výrazný pokles v sektoru průmyslu, což souvisí s aktuálně očekávaným rozšířením využití zemního plynu jako primárního paliva pro výrobu elektřiny a tepla. Predikce spotřeby sféry domácností Predikční postup je založen na stanovení vývoje počtu odběrných míst ve sféře domácností, tento výhled mimo jiné vychází z predikce počtu domácností a stanovení vývoje spotřeby na jedno odběrné místo. Aktuální předpoklady zahrnují výraznou aplikaci úsporných opatření zejména prostřednictvím zateplení, zefektivnění využívání TUV a navyšování technologické úrovně spotřebičů. Dlouhodobě je očekáván další mírný růst počtu odběrných míst v sektoru domácností. Nárůst počtu odběrných míst v sektoru domácností spolu s předpokládaným poklesem spotřeby jedné domácnosti pak dle aktuálních očekávání povede k poklesu spotřeby plynu ve sféře domácností, který bude mezi roky 2009 a 2040 činit přibližně 6 %.

Variant E2 1x brown coal unit 660 MW 3x nuclear unit 1,200 MW 1x 840 MW, 1x 950 MW, 1x 430 MW CCGT 3x SCGT 150 MW with low utilization (Semi-Closed Gas Turbine cycle) Maintaining the mining limits, i.e. heating plants and autoproducers transfer from brown coal to black coal, natural gas and biomass Variant E2a 1x brown coal unit 660 MW 3x nuclear unit 1,200 MW 1x 840 MW, 1x 950 MW, 1x 430 MW CCGT 3x SCGT 150 MW with low utilization Cancelling the mining limits, i.e. maintaining brown coal as fuel for part of the heating plants and autoproducers Other consumption of production sector The future development of gas energy intensity (GEI) is decisive for the prediction of other consumption in the production sector. According to the reference scenario, the most significant drop in energy intensity is expected in the services sector, and the lowest drop in industrial sector, which relates to the actually expected extension of natural gas use as primary fuel for producing electricity and heat. Consumption prediction in household sector The prediction procedure is based on specifying the development in the number of delivery points in the household sector, the outlook is also based on the prediction of the amount of households and the specification of consumption development per one delivery point. The actual expectations include and significant application of saving measures particularly by means of insulation, more efficient water heating, and increases technological level of electrical equipment. The long term expectations include mild growth of the delivery points number in the household sector. The growth of delivery points in the household sector coupled with expected drop in consumption per one household will result in gas consumption drop in the household sector according to the current expectations; it will be approximately 6% between 2009 and 2040.


15


Predikce vývoje celkové spotřeby plynu Predikce celkové spotřeby plynu pro ČR je součtem obou dílčích predikcí: výrobní sféry a sféry domácností. Charakteristiky předkládaných predikcí spotřeby plynu lze shrnout následovně: Období let 2010 až 2016 je charakteristické výrazným růstem spotřeby plynu, souvisejícím s předpokládanou instalací dvou paroplynových jednotek 840 a 950 MW. Období let 2017 až 2035 vykazuje mírný a stabilní růst, související s obecným hospodářským rozvojem, zakončený prudkým vzrůstem spotřeby vlivem instalace tří CCGT o celkovém instalovaném výkonu 1 290 MW v letech 2036 a 2037. V období po roce 2040 je očekáván pozvolný pokles CSP, zejména vlivem poklesu spotřeby v sektoru domácností.

Total gas consumption prediction Total gas consumption prediction for the CR is the sum of both partial predictions: The production sector and household sector. We can specify several characteristics of expected gas consumption predictions: Between 2010 and 2016, is characteristic by significant growth in gas consumption related to expected installation of two steam-gas units 840 and 950 MW. Period between 2017 and 2035 shows mild and stable growth related to the general economical development completed with final sharp consumption growth due to the installation of three CCGT with total installed capacity 1,290 MW in 2036 and 2037. After 2040, we expect gradual TGC (total gas consumption) drop particularly due to consumption drop in household sector.

Predikce spotřeby plynu pro variantu E1 rozvoje ES je uvedena v tab. 2.

Tab. 2 shows the prediction of total gas consumption in the CR for variant E1 of the power system development.

Tab. 2: VÝVOJ SPOTŘEBY PLYNU – varianta E1 rozvoje ES [GWh] – referenční scénář Tab. 2: Gas consumption development – variant E1 [GWh] – reference scenario

Výrobní sféra celkem • Production sphere total – v ýrobní sféra – elektřina a KVET • production sphere – elektricity and CHP

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2020

2030

2040

59 260

59 629

60 458

63 362

67 325

68 338

80 384

86 352

112 126

10 255

9 911

9 839

11 743

14 662

14 602

22 176

25 591

51 844

– výrobní sféra – ostatní • production sphere – other

49 005

49 717

50 619

51 619

52 663

53 736

58 208

60 761

60 282

Domácnosti • Household

26 463

26 333

26 234

26 145

26 087

26 030

25 886

25 573

25 143

1 660

1 665

1 679

1 734

1 809

1 828

2 047

2 119

2 555

77 128

77 715

78 532

79 498

80 559

81 594

86 142

88 454

87 980

87 166

87 393

88 148

89 192

90 304

91 469

96 913

100 138

113 293

87 383

87 626

88 371

91 241

95 221

96 196

108 317

114 045

139 823

Bilanční rozdíl • Balance difference ČR bez výroby elektřiny a KVET • CR without electricity production and CHP

ČR bez výroby elektřiny – ostatní • CR without electricity production – other

Celková spotřeba plynu v ČR (CSP) • CR total gas consumption (TGC)

Následující obr. 6 ukazuje predikci celkové spotřeby plynu v ČR pro tři scénáře vývoje a variantu E1 rozvoje výrobní základny ES.

16

Fig. 6 shows the prediction of total gas consumption in the CR for three development scenarios and variant E1 of the power system development.


Obr. 6: PREDIKCE CELKOVÉ SPOTŘEBY PLYNU – VARIANTA E1 ROZVOJE ES Fig. 6: TOTAL GAS CONSUMPTION PREDICTION – VARIANT E1 1995

2000

2005

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

vysoký • high

160

referenční • reference

150

nízký • low

140

historie • history

130

TWh

120 110 100 90 80 70 60

Následující obr. 7 pak podává informace o srovnání variant predikcí z hlediska zvolené varianty rozvoje výrobní základny elektrizační soustavy. Z grafu je patrný velmi výrazný rozdíl mezi jednotlivými rozvojovými variantami, který ukazuje, že na budoucí vývoj spotřeby plynu v ČR bude mít dle aktuálních očekávání dominantní vliv nárůst využití plynu na samostatnou výrobu elektřiny a kombinovanou výrobu elektřiny a tepla.

Fig. 7 shows comparison of variants as regards the selected variant of the power system production base development. The graph shows very significant difference between individual development variants indicating that the future gas consumption development in the CR will be dominantly affected by the growth of gas utilization for independent electricity production and combined heat and electricity production.

Obr. 7: PREDIKCE CSP – SROVNÁNÍ VARIANT – REFERENČNÍ SCÉNÁŘ Fig. 7: TOTAL GAS CONSUMPTION PREDICTION – COMPARISON OF VARIANTS – REFERENCE SCENARIO 1995

150 140 130

TWh

120

2000

2005

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

varianta E1 • variant E1 varianta E2 • variant E2 varianta E1a • variant E1a varianta E2a • variant E2a historie • history

110 100 90 80 70 60


17


CENY ELEKTŘINY A ZEMNÍHO PLYNU Ceny elektřiny do roku 2015 jsou výsledkem simulačních výpočtů ES ČR v podmínkách středoevropského prostoru, ceny plynu jsou stanoveny expertně. Ceny elektřiny Na zpracovaných ekonomických datech jsou založeny i úvahy o budoucím vývoji cen elektřiny na trhu v ČR. V predikci je od roku 2013 zahrnut dopad energetickoklimatického balíčku, a výsledek tudíž reflektuje předpokládaný povinný nákup povolenek v energetice od roku 2013 (pro ČR od 30 % v roce 2013 až po 100 % v roce 2020). Současně je zohledněno i pravděpodobné zavedení darovací daně z povolenek v ČR od roku 2011. Předpokládané ceny elektřiny v ES ČR v období do roku 2015 jsou zobrazeny na obr. 8. Vyhodnocena a zobrazena je (vážená) průměrná velikost ceny elektřiny na velkoobchodním trhu, určené pro veškerou tuzemskou koncovou spotřebu (netto spotřebu včetně ztrát v sítích).

PRICES OF ELECTRICITY AND NATURAL GAS Prices of electricity are result of simulation calculations of the Czech Republic power system in CEE conditions to 2015, prices of natural gas are determined by expert assessment. Prices of electricity The processed economical data are the base for the considerations of future development of electricity prices on the CR market. The prediction includes from 2013 the impact of the climate-energy package and the result reflects the expected obligatory purchase of allowances in power industry from 2013 (from 30% in 2013 to 100% in 2020). It also considers the probable implementation of tax from allowances in the CR from 2011. The expected electricity prices in the Czech Republic power system before 2015 are displayed in fig. 8. In this picture there was evaluated and displayed the average (weighted) price of electricity on the wholesale market, designed for total domestic final consumption (net consumption including network losses).

Obr. 8: OČEKÁVANÝ VÝVOJ CEN ELEKTŘINY V ES ČR Fig. 8: THE EXPECTED DEVELOPMENT OF ELECTRICITY PRICE IN THE CR PS 2012

2013

2014

2015

2 000

80

1 750

70

1 500

60

1 250

50

1 000

40

750

30

500

20

250

10

0

18

Měsíční průměr • Monthly average Cena silové elektřiny [EUR/MWh] • Price for electricity [€/MWh]

Cena silové elektřiny [Kč/MWh] • Price for electricity [CZK/MWh]

2011

Roční baseload • Annual baseload Roční průměr • Annual average

0


Měsíční průměrné hodnoty ceny elektřiny vykazují nejprve v letech 2011 a 2012 obvyklý tvar. S nástupem nových zdrojů od roku 2013 se situace mění. Dochází jednak k významnější cenové diferenci mezi letními a zimními cenami a jednak je z provozních důvodů nutné vyšší využívání paroplynového bloku v letních měsících (nejvíce v červenci), což se odráží ve významném růstu průměrných cen elektřiny v těchto měsících.

Monthly average values for electricity prices show a common shape between 2011 and 2012. The situation changes with the commissioning of new sources from 2013. Price differentiation occurs between summer and winter prices, and the operating reasons concurrently require higher utilization of steam-gas blocks in summer months (mostly in July), which is reflected in a significant growth of electricity average prices in these months.

Ceny zemního plynu Existuje více druhů cen plynu, které se mohou významně lišit, a proto je nutno specifikovat, jaký druh ceny je uváděn. V EU se obchoduje se zemním plynem na burzách, např. na energetické burze v Lipsku – European Energy Exchange (EEX). V Americe probíhá obchod se zemním plynem např. na newyorské burze – NYMEX a tento plyn je označován jako „Henry Hub“ (podle místního označení ústí plynovodu). Ceny na burzách jsou cenami tržními, určovanými nabídkou a poptávkou.

Prices of natural gas There are more types of gas prices published which can differ significantly and it is necessary to specify what price type is stated. Natural gas in the EU is traded in commodity exchange, such as energy exchange in Leipzig – European Energy Exchange (EEX). Natural gas trade in America takes place e.g. in New York exchange – NYMEX and the gas is indicated as ‘Henry Hub‘ (according to local gas line terminal). The prices in the exchanges are market prices, resulting from the offer and demand.

Prognóza cen plynu pro konečné spotřebitele je výslednou syntézou očekávaného vývoje několika rozhodujících vstupů, kterými jsou: vývoj cen ropy a následně ropných produktů, vývoj světových cen černého uhlí, vývoj kurzu CZK a po přechodu na EUR vývoj kurzu EUR/USD, vývoj regulovaných složek konečné ceny a smluvní ceny za skladování plynu, to vše samozřejmě podloženo vývojem stavu ekonomiky a tím nabídky a poptávky.

The prognosis of gas prices for end consumers is a result synthesis of expected development in several essential inputs, such as: Development of oil prices and consequently oil products, Development of hard coal world prices, Development of CZK exchange rate, and development of EUR/USD exchange rate upon EURO adoption, Development of regulated items of the final price and negotiated prices for storage, All must be documented with the development of economy, and the offer and demand.

Očekává se stabilizace cen ropy na úrovni cca 70–90 USD/bbl s pozdějším postupným nárůstem, přitom ceny mohou – a v určitých situacích budou – krátkodobě kolísat a vybočí z tohoto intervalu. Důvodem pro tento závěr jsou následující skutečnosti: Cena ropy na úrovni cca 70–90 USD/bbl je přijatelná pro producenty ropy. Ceny energie zvýší i obchod s emisními povolenkami a další připravovaná opatření (např. ukládání CO2 – technologie CCS).

The stabilization of oil prices is expected at approximately 70–90 USD/bbl with later gradual increase, whereas prices can and in certain situations will fluctuate within short term and deviate from the interval. The reason behind this conclusion is the fact that: Oil price at approximately 70–90 USD/bbl is acceptable for oil producers. Energy prices will also increase the trade with emission permits and further prepared measures (such as storing CO2 – CCS technology).


19


Na základě předpokladů dalšího vývoje cen ropy, kurzu CZK a na základě znalosti struktury kontraktů na prodej plynu byla sestavena dlouhodobá prognóza vývoje prodejní ceny zemního plynu pro velkoodběratele. Výsledek je zachycen na obr. 9: V dlouhodobém časovém horizontu se očekává o něco větší relativní nárůst cen služeb než komodity. Česká republika se tím přiblíží takové struktuře konečné ceny, která je již nyní obvyklá v západoevropských zemích. Ve srovnání s vývojem ceny ropy cena plynu reaguje s 3 až 9měsíčním zpožděním. Prognóza je v nominálních cenách včetně inflace.

Long term prognosis of sale price development of natural gas to the wholesale customer was specified based on the preconditions as regards further development of oil prices, CZK exchange rate, and based on the knowledge of contractual structure as regards gas trade. The result is specified in fig. 9: Slightly higher growth in prices for services than for commodities is expected in long-term period. The Czech Republic will be closer to the final price structure, which is currently common in West European countries. Compared to the oil price development, gas price reacts with 3 to 9 months delay. The prognosis is specified in nominal prices including inflation.

Obr. 9: PROGNÓZA VÝVOJE CEN ZEMNÍHO PLYNU PRO PRŮMYSLOVÝ VELKOODBĚR [Kč/MWh] Fig. 9: NATURAL GAS PRICES FOR WHOLESALE CUSTOMERS [CZK/MWh]

Cena zemního plynu v ČR [Kč/MWh] • Natural gas price in CR [CZK/MWh]

2005

900 850

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

Velkoodběratel • Wholesale customers Komodita • Commodity

800 750 700 650 600 550 500

20


Provoz ES ČR Operation OF ES CR ZÁKLAD VýrobníHO parkU elektrizační soustavy ČR tvoří jaderné elektrárny, systémové tepelné elektrárny, relativně značný objem tepláren a závodních elektráren a velké vodní elektrárny. The BASE OF THE Czech Republic power system production park are CURRENTLY nuclear power plants, system thermal power plants, quite significant volume of heating plants and autoproducers, and large hydroelectric power plants.

PROVOZ A ROZVOJ ELEKTRIZAČNÍ SOUSTAVY ČESKÉ REPUBLIKY the Czech Republic power system operation and development

ROZVOJ ZDROJOVÉ ZÁKLADNY

THE SOURCE BASE DEVELOPMENT

Vzhledem k tomu, že předmětem posouzení rovnováhy mezi spotřebou a zdroji je relativně dlouhé období 30 let, je nutno zohlednit při návrhu struktury zdrojové základny řadu faktorů. Vychází se ze současného stavu, ze znalosti očekávaného vývoje stávajících zdrojů, dále se pokračuje zohledněním konkrétních záměrů na výstavbu nových zdrojů a vše se završuje návrhem velikosti a časových termínů zprovoznění zdrojů, které mají průběžně doplnit bilanci. Toto vše se musí odehrávat při zohlednění rozvoje zdrojů s rozptýleným charakterem výroby.

Since the evaluation of balance between consumption and sources covers quite a long period of 30 years, it is necessary to consider a number of factors during proposal of the source basis structure. It is based on current condition, knowledge of expected development of the existing sources, it further considers the specific plans for constructing new sources, and all is finalized with the proposal of size and deadlines for the commissioning of sources which should gradually complement the balance. All must take place whilst considering the development of sources with dispersed production character.

Řešené období 2011 až 2040 lze z hlediska rozvoje zdrojů charakterizovat několika významnými předpoklady: oživením zájmu o výstavbu jaderných zdrojů, stálým váháním o dalším rozsahu těžby tuzemského hnědého uhlí, předpokládaným rozvojem paroplynových zdrojů velkého výkonu, významným uplatněním obnovitelných zdrojů.

The analysed period 2011 to 2040 can be characterized by several significant preconditions as regards the development of sources: Revival of interest in constructing nuclear sources, Permanent hesitation as regards the scope of domestic brown coal mining, Expected development of steam-gas sources with large output, Significant utilization of renewable sources.

Základem výrobního parku ES ČR jsou v současnosti jaderné elektrárny, systémové tepelné elektrárny (převážně na uhlí), relativně značný objem tepláren a závodních elektráren a velké vodní elektrárny.

The base of the Czech Republic power system production park are currently nuclear power plants, system thermal power plants (mostly coal fired), quite significant volume of heating plants and autoproducers, and large hydroelectric power plants.

Jaderné elektrárny V celém období do roku 2040 se počítá s provozem stávajících jaderných elektráren Dukovany a Temelín. Je uvažováno určité navýšení výkonu a realizace programu dlouhodobé životnosti (program LTO)

22

Nuclear power plants The operation of the existing nuclear power plants Dukovany and Temelín is considered for the whole period up to 2040. Certain increase in output and the


a zkrácení délky odstávek, vedoucí k dosažení větší hodnoty výroby. Celkový výkon stávajících JE bude po navýšení vlivem rekonstrukčních úprav 3 924 MW. Tepelné elektrárny Souhrnný výkon tepelných elektráren ke konci roku 2010 se pohybuje kolem 11 700 MW. Tato hodnota zahrnuje velké systémové elektrárny (parní, paroplynové, spalovací), velké i malé teplárny, závodní elektrárny i malé jednotky (zejména kogenerační jednotky na zemní plyn a bioplyn). Rozhodujícími palivy jsou hnědé uhlí a černé uhlí, částečně pak zemní plyn, biomasa a bioplyn. Určitý rozsah připadá také na spalování technologických produktů (např. papírenské nebo chemické podniky), technologické plyny (chemické a hutní provozy), v malé míře i komunální odpady. Vodní elektrárny Skupina vodních elektráren v České republice má v současnosti celkový instalovaný výkon asi 2 200 MW. Z této hodnoty však 1 145 MW tvoří přečerpávací vodní elektrárny, takže reálný rozsah „klasické“ vodní energetiky je jen asi 1 050 MW. Celkové možnosti hydroenergetických zdrojů v České republice jsou poměrně omezené přírodními podmínkami. Pro výhledové období do roku 2040 se ve skupině vodních elektráren předpokládají jen menší změny na úrovni 2 MW ročně. Celkově jde o asi 3% zvýšení instalovaného výkonu v celé skupině VE, ale v samotné skupině „malých“ vodních elektráren je to asi 18% zvýšení, což není zcela zanedbatelná hodnota. Vodní elektrárny tak z hlediska svého postavení jako obnovitelného zdroje tvoří významnou, avšak již ne příliš rostoucí skupinu. Celková skladba ES ČR v současnosti Celkové hodnoty za skupiny zdrojů v ES ČR včetně vyjádření skladby podle primárních zdrojů jsou uvedeny na obr. 10 a v tab. 3.

implementation of long-term operation life program (LTO program) is considered including the reduction of cut off periods resulting in the achievement of higher electricity production. Total output of the existing NPP will be 3,924 MW upon increase due to reconstructions. Thermal power plants Total output from thermal power plants towards the end of 2010 is around 11,700 MW. The value includes large system power plants (steam, steam-gas, firing), large and small heating plants, autoproducers, and small units (particularly cogeneration units for natural gas and biogas). The critical fuel includes brown and hard coal, particularly natural gas, biomass, and biogas. A specific scope includes also firing of technological products (such as paper or chemical plants), technological gases (chemical and metallurgical operations), and on small scale municipal waste. Hydro power plants The group of hydro power plants (HP) in the Czech Republic has currently total generating capacity about 2,200 MW. 1,145 MW from this value form the pumped storages, therefore the real amount of ‘classic‘ hydro power plants is only 1,050 MW. The possibilities of hydropower sources in the Czech Republic are quite limited due to natural conditions. The outlook period to 2040 expects only small changes at 2 MW/year level in the hydroelectric power plants group. The total increase of generating capacity is about 3% in the whole HP group, but the group of small hydroelectric power plants indicates about 18% increase which is not insignificant value. Hydroelectric power plants with their position of renewable energy sources form significant but not fast growing group. Current structure of the source base Total values for sources groups in the Czech Republic power system including the structure as per the primary sources are specified in fig. 10 and tab. 3.


23


Obr. 10: současná skladba instalovaného výkonu zdrojů ES čr podle primárního zdroje (PROSINEC 2010) [MW, %] Fig. 10: CURRENT STRUCTURE OF PS SOURCES BY PRIMARY ENERGY (December 2010) [MW, %]

1%

8%

8 574 MW; 44 % hnědé uhlí • brown coal 1 653 MW; 8 % černé uhlí • hard coal 760 MW; 4 % zemní plyn • natural gas

11 % 44 %

88 MW; 0 % topné oleje • fuel oil 340 MW; 2 % biomasa • biomass 113 MW; 1 % bioplyn • biogas 168 MW; 1 % technologické plyny • technological gases 43 MW; 0 % BRKO • BRKO (biodegradable part of waste)

20 %

3 874 MW; 20 % jaderná energie • nuclear power 2 198 MW; 11 % vodní energie • hydro power 0% 1%1%0% 4% 2%

214 MW; 1 % větrná energie • wind power 8%

1 650 MW; 8 % solární energie • solar power 0 MW; 0 % geotermální energie • geothermal power

Tab. 3: souhrnný přehled stávajících zdrojů ES čr [MW] Tab. 3: TOTAL REVIEW OF EXISTING SOURCES OF THE CZECH REPUBLIC POWER SYSTEM [MW] Klasické parní zdroje celkem • Classic steam sources total

10 759

Plynové nebo paroplynové zdroje celkem • Gas or steam-gas sources total

979

Jaderné elektrárny celkem • Nuclear power plants total

3 874

Vodní elektrárny celkem • Hydroelectric power plants total

2 198

Větrné elektrárny • Wind power plants

214

Fotovoltaické elektrárny • Photovoltaic plants

1 650

Geotermální elektrárny • Geothermal power plants

0

ES ČR celkem • CR PS total

Očekávaný rozvoj obnovitelných zdrojů v ES ČR v letech 2011 až 2040 Problematika obnovitelných zdrojů energie (dále jen OZE) nabývá v posledních letech značného rozmachu díky výrazné legislativní a následně ekonomické podpoře. V důsledku toho vzniká řada problémů jak v oblasti připojování těchto zdrojů do sítí, tak v oblasti jejich provozu, kdy je díky jejich často nahodilému, respektive špatně predikovatelnému průběhu jejich výkonu nutno zabezpečovat ve zvýšeném rozsahu regulační služby. Zájem o výstavbu obnovitelných elektroenergetických zdrojů je obecně značný a je dán především ekonomickými pobídkami. Tento zájem se mění v závislosti na struktuře jejich podpory. Dobře to ukazuje obr. 11, který dokládá zájem investorů o výstavbu OZE jak v uplynulých letech, tak v nejbližším výhledu.

24

19 675

Expected development of renewable sources in CR PS between 2011 to 2040 Problems related with renewable energy sources (RES) are lately becoming widespread due to the significant legislation and subsequently economical support. As a result, many problems occur in the area of the source connection into the network and also in the area of the operation, when often random or badly predictable course of output requires the provision of ancillary services at higher level. Interest in the construction of renewable electricity sources is generally significant and it results mostly from economical offers. The interest changes in relevance to the support structure. It is well indicated in fig. 11 which documents the interest of the investors in the construction of renewable sources as in the past years and also in the closest outlook.


Obr. 11: VÝVOJ ZÁJMU INVESTORŮ O PŘIPOJOVÁNÍ RŮZNÝCH TYPŮ OZE DO ES ČR Fig. 11: INTEREST FROM INVESTORS IN CONNECTION OF VARIOUS RES TYPES IN CR 2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Zdroje na biomasu • Biomass sources

Zájem investorů [%] • Interest of investors [%]

100

Bioplynové stanice • Biogas power plants Fotovoltaické systémy • Photovoltaic plants

80

Větrné elektrárny • Wind power plants Dlouhodobý nárůst zájmu investorů o připojování OZE v ČR • Long-term interest from investors in the connection of RES in CR

60

40

20

(odhad • assesment)

The specifically applied production from renewable sources in former years and the estimate of the closest outlook resulting from the interest investors is specified in fig. 12.

Konkrétně uplatněná výroba z OZE v uplynulých letech a odhad nejbližšího výhledu, vyplývající ze zájmu investorů, je uveden na obr. 12.

Obr. 12: výroba elektřiny z oze v čr v letech 2004–2011 [TWh] Fig. 12: ELECTRICITY PRODUCTION FROM RES IN CR 2004–2011 [TWh]

Výroba elektřiny z OZE [TWh] Electricity production from RES [TWh]

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

8

Fotovoltaické elektrárny Photovoltaic power plants

7


6

Biologicky rozložitelný komunální odpad Biologically degradable municipal waste Bioplyn • Biogas

5

Biomasa • Biomass

4

Vodní elektrárny nad 10 MW Hydroelectric power plants over 10 MW

3

Malé vodní elektrárny 1–10 MW Small hydro plants 1–10 MW

2

Malé vodní elektrárny do 1 MW Small hydro plants up to 1 MW

1 (odhad • assesment)

Pro řešení dlouhodobé rovnováhy mezi spotřebou a zdroji v oblasti elektřiny byly v návaznosti na informace o stavu OZE v roce 2010 a na scénář NAP přijaty scénáře rozvoje jednotlivých typů OZE.

The scenarios for renewable sources development were accepted in relation to information as regards the RES condition in 2010 and NAP scenario (National Renewable Energy Action Plan) for the solution of long-term balance between consumption and sources within electricity.


25


Větrné elektrárny Celkový odhadovaný potenciál VTE daný přírodními podmínkami je 2 750 MW a příslušná roční výroba asi 6 000 GWh. Použitý scénář rozvoje VTE, který byl pro analýzu dlouhodobých bilancí použit, je uveden na obr. 13. Současně je zde uveden i scénář z minulého roku. Aktuální scénář z roku 2010 tak odráží výrazně střízlivější odhad rozvoje VTE, podložený především názory jednotlivých distributorů.

Wind power plants Total estimated potential of wind power plants (WD) resulting from natural conditions is 2,750 MW and the respective annual production about 6,000 GWh. The applied scenario for WD development used for the analysis of long-term balances is specified in fig. 13. It also includes the scenario from previous year. The actual scenario from 2010 reflects significantly more realistic estimate of WD development documented particularly by opinions from individual distributors.

Obr. 13: scénář rozvoje VTE a porovnání se scénářem z roku 2009 Fig. 13: WIND POWER PLANTS DEVELOPMENT SCENARIO AND COMPARISON WITH SCENARIO FROM 2009 2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

1 600

Scénář použitý v roce 2009 Scenario applied in 2009

1 400

Aktuálně použitý scénář Actually applied scenario (12/2010)

1 200

MW

1 000 800 600 400 200

Fotovoltaické zdroje Oblast fotovoltaických zdrojů dosáhla svého rozmachu v průběhu let 2009 a 2010 a pouze díky legislativním zásahům, realizovaným koncem roku 2010, byl obrovský boom přírůstků částečně omezen. Podle současných právních úprav dojde k výraznému útlumu rozvoje od 1. 3. 2011, kdy se nově budované zdroje budou ekonomicky podporovat jen v případě, že půjde o zdroje do 30 kW budované na střechách staveb. Situaci dokumentuje obr. 14, kde je stejně jako u větrných elektráren uveden pro srovnání minulý scénář, použitý pro výpočty v roce 2009.

26

Photovoltaic sources The area of photovoltaic sources (PV) reached its peak during 2009 and 2010 and only due to the legislation changes completed in 2010 was the great boom of the increase partially limited. Significant reduction of the development according to the current legal adjustments will occur from 1. 3. 2011 when new constructed sources are economically supported only in cases of sources up to 30 kW constructed on the roofs. The situation is indicated on fig. 14. It also includes the scenario from previous year.


Obr. 14: scénář rozvoje FVE a porovnání se scénářem z roku 2009 Fig. 14: PHOTOVOLTAIC POWER PLANTS DEVELOPMENT SCENARIO AND COMPARISON WITH SCENARIO FROM 2009 2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039


3 000


2 500

MW

2 000

1 500

1 000

500

Zdroje na biomasu Biomasa je z hlediska primárních zdrojů pevné palivo, které lze spalovat stejně jako uhlí a lze ho také, samozřejmě za specifických podmínek, skládkovat. Proto má biomasa z hlediska používání víceméně stejný charakter jako každé jiné tuhé palivo. Specifické je i vykazování instalovaného výkonu, a to zejména proto, že biomasa může být spalována nejen samostatně, ale i společně s uhlím. Věcně správné je vykazování podílu biomasy na instalovaném výkonu odpovídajícím podílem biomasy na teple v palivu. Pro dlouhodobé bilance byl stanoven scénář vývoje instalovaného výkonu v biomase, který je naznačen na obr. 15.

Biomass sources Biomass as regards the primary sources is a solid fuel which can be fired identically to coal and can be stored under specific conditions. Therefore, biomass has basically the same character as any utilized solid fuel. The declaration of generating capacity has also a specific character, particularly due to the fact that biomass can be fired independently and also together with coal. An adequate method is when ‘generating capacity in biomass’ is indicated by means the share in heat in fuel. Development scenario for generating capacity in biomass was specified for long-term balances and it is indicated in fig. 15.


27


Obr. 15: scénář vývoje zdrojů na biomasu a porovnání se scénářem z roku 2009 Fig. 15: DEVELOPMENT SCENARIO OF BIOMASS SOURCES AND COMPARISON WITH SCENARIO FROM 2009 2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

800


700


600

MW

500 400 300 200 100

Biogas Biogas sources have recently become the focus of interest similarly to WD and PV. Unlike WD and PV, biogas firing sources do not have unpredictable output course. It can be expected that due to the continuity of the production process, the produced power will be balanced with high annual utilization. Development of generating capacity is indicated on fig. 16, again in comparison to the last scenario.

Bioplyn Zdroje na bioplyn se poslední dobou stávají středem zájmu tak, jak tomu donedávna bylo u VTE a FVE. Na rozdíl od FVE a VTE nemají zdroje spalující bioplyn nepredikovatelný průběh výkonu. Spíše lze počítat s tím, že vzhledem k průběžné produkci bioplynu bude výkon bioplynových jednotek v čase vyrovnaný, s vysokým ročním využitím. Vývoj instalovaného výkonu je uveden na obr. 16, opět ve srovnání s minulým scénářem.

Obr. 16: scénář vývoje zdrojů na bioplyn a porovnání se scénářem z roku 2009 Fig. 16: DEVELOPMENT SCENARIO OF BIOGAS SOURCES AND COMPARISON WITH SCENARIO FROM 2009 2009

600

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

Scénář použitý v roce 2009 Scenario applied in 2009 Aktuálně použitý scénář Actually applied scenario (12/2010)

500

MW

400

300

200

100

28


New installed capacity requirements and plans of investors The basic view at the power balance in the Czech Republic power system is provided in the result analyses of the probability calculations of the system initial condition reliability. The initial situation in the system is specified by the predicted electricity demand, i.e. domestic consumption including the expected load course, and available output from the base during the monitored period.

Potřeba nového výkonu a záměry investorů Základní pohled na výkonové poměry v ES ČR dává analýza výsledků pravděpodobnostních výpočtů spolehlivosti výchozího stavu soustavy. Výchozí situace v soustavě je určena predikovanou poptávkou po elektřině, tj. domácí spotřebou včetně očekávaných průběhů zatížení, a pohotovým výkonem výrobní základny ve sledovaném období. Kritériem určujícím výkonovou dostatečnost (tzn. potřebnou velikost záložních výkonů) je racionální míra spolehlivosti ES ČR vyjádřená pomocí ukazatele LOLE (loss of load expectation). Je to doba, po kterou se připouští vyšší hodnoty zatížení, než jaká je velikost sumárního pohotového výkonu v soustavě, tedy nejvyššího činného elektrického výkonu, kterého mohou elektrárny dosáhnout v určité době s ohledem na všechny technické a provozní podmínky. Dosaženou úroveň spolehlivosti, vyjádřenou hodnotami LOLE (dny/rok), spolu s požadavkem na racionální spolehlivost uvádí obr. 17 (svislá osa má logaritmické měřítko). Jak je z grafu patrné, v roce 2020 je pohotový výkon požadovaný a dostupný v relativní rovnováze, od roku 2021 již není požadavek na racionální spolehlivost splněn pro vysoký a referenční scénář spotřeby, což prakticky znamená nedostatek pohotového výkonu v soustavě.

The criteria for specifying the output sufficiency (i.e. required size of back up outputs) is the achievement of rational level of the Czech Republic power system reliability expressed by means of the LOLE (lost of load expectation) indicator (days/years). It is the period when there are admitted higher load values than the actual size of available output in the system, i.e. the highest active power that can be achieved having regard to all technical and operation conditions. The achieved reliability level expressed by the LOLE criteria values coupled with the requirement for rational reliability is indicated on fig. 17 (vertical axis has logarithmic scale). As clearly indicated in the graph, the available required and usable outputs are in relative balance in 2020, from 2021, the requirement for rational reliability is not observed due to high and reference consumption scenario which practically means the insufficiency of available output in the system.

Obr. 17: Dosažená míra spolehlivosti ES ČR vyjádřená hodnotami LOLE (Výchozí stav) Fig. 17: Achieved level of the CR PS reliability expressed in LOLE values (Initial state) 2011

LOLE [dny/rok] • LOLE [day/year]

100.00

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

pro vysoký scénář spotřeby for high consumption scenario pro referenční scénář spotřeby for reference consumption scenario pro nízký scénář spotřeby for low consumption scenario

1.00

Norma spolehlivosti reliability standard

0.01


29


Lze konstatovat, že pokud vycházíme z pravděpodobného harmonogramu vyřazování starých hnědouhelných bloků, probíhajících a připravovaných retrofitů na vybraných zdrojích a zahrneme-li do bilance nový hnědouhelný blok v Ledvicích, ukazuje se, že potřeba nasazení nového základního výkonu do soustavy na pokrytí referenčního scénáře spotřeby elektřiny v ČR nastává až kolem roku 2020. V tomto období se předpokládá zprovoznění třetího a následně i čtvrtého jaderného bloku v elektrárně Temelín. Vzhledem k současnému dynamickému rozvoji OZE, a z toho vyplývající vyšší potřebě PpS v soustavě, a také na základě záměrů investorů lze počítat v elektrárenském mixu ČR ve střednědobém výhledu i se dvěma velkými paroplynovými elektrárnami. Při realizaci těchto zdrojů bude ES ČR disponovat přebytkem výrobních kapacit. Podaří-li se ho uplatnit na evropském trhu, pak může ES ČR zůstat nadále významným exportérem elektřiny.

We can state that providing we use the probable schedule of decommissioning old brown coal blocks, retrofits in progress or under preparation in selected sources, and include new brown coal block Ledvice in the balance, it is clear that the requirement for commissioning new base installed capacity into the system for covering the reference scenario of electricity consumption in the CR will be necessary around 2020. During the period, it is expected the commissioning of the third and subsequently fourth nuclear bock in Temelín. Two large steam-gas power plants are considered for the medium period outlook due to the current dynamic development of RES and resulting higher requirement of ancillary services in the system, and also on the basis of the investors‘ plans. The Czech Republic power system will have available the excess of installed capacity after the commissioning of the sources. If it can be applied on European market CR will remain be a significant electricity exporter.

Další potřeba nového výkonu se ukazuje až v závěru sledovaného období, tj. po roce 2035, kdy dojde k odstavování retrofitovaných bloků.

Further requirement for new output is indicated towards the end of the monitored period, i.e. after 2035 when the decommissioning of retrofitted blocks occurs.

Postup návrhu variant skladby výrobních zdrojů Analýza situace ES ČR v celém řešeném období let 2011 až 2040 byla provedena se zohledněním komplexní skladby všech výrobních zdrojů, která zahrnuje: Současné zdroje s jejich známým, respektive předpokládaným vývojem, tj. očekávanými přírůstky nových bloků nebo útlumy bloků stávajících. Vývoj skupin menších zdrojů, který je řešen jako „globální“ – jedná se např. o obnovitelné zdroje. Rozvoj velkých systémových zdrojů, které mají rozhodující význam v rozvoji soustavy, neboť tvoří tu část zdrojové základny, která zajišťuje výrobu silové elektřiny. Jedná se buď o zdroje, jejichž výstavba již probíhá, nebo se bezprostředně připravuje, případně jde o dlouhodobé záměry, u nichž je zprovoznění v časově vzdálenějších horizontech, kde může dojít i k několikaletým posunům.

Procedure for proposing variants of the source base The analysis of the Czech Republic power system within the whole period in question between 2011 and 2040 was competed with the consideration of the comprehensive structure of all sources which includes: Current sources with their known, i.e. expected development, i.e. expected increase of new blocks or reduction in the existing blocks. Development of smaller sources which is resolved as ‘global‘ - it includes e.g. renewable sources. Development of large system sources which have decisive significance in the system development because they form the part of the source base which provides the production of electricity. It includes sources where the construction is in progress or under immediate preparation, or is potentially planned in long-terms, and the commissioning is more distant and several shifts in plan can occur.

Navržené varianty skladby zdrojů Z hlediska skladby zdrojů byly navrženy dvě základní varianty. Jsou označeny jako E1 a E2. Tyto dvě základní varianty se odlišují skladbou výrobní základny, i když tato odlišnost reálně nastává jen v některých letech. Kromě toho byly při analýzách provozu řešeny ještě další dodatečné varianty, které se však již neodlišují skladbou zdrojů, ale jen metodikou uplatňování některých skupin

30

Proposed variants of the source base There are two basic variants proposed as regards the structure of sources. They are indicated as E1 and E2. The two basic variants differ in the production base structure, even though the difference in fact occurs only during some years. Additionally, the operation analysis included further additional variants, which do not differ


zdrojů. Jde zejména o dostupnost hnědého uhlí, kdy se alternativně počítá s prolomením nebo zachováním územně-ekologických limitů. Tyto dodatečné varianty vycházejí z variant základních a jsou označené jako E1a a E2a. Vzhledem ke značnému nedostatku hnědého uhlí ve vzdálenějších časových horizontech bylo dále ještě nutno řešit otázku náhrady paliva u některých zdrojů, původně „hnědouhelných“. V základních variantách E1 a E2 proto byla v období velkých deficitů v letech 2037 až 2040 navržena změna palivové základny u některých „nesystémových“ zdrojů a varianty E1 a E2 jsou tak z pohledu vyhodnocování primárních paliv uvažovány již s touto změnou palivové základny. Varianta E1 Varianta E1 je charakterizována dřívějším zprovozněním jaderných bloků 1 200 MW v lokalitě Temelín, ke konci řešeného období pak náhradou chybějícího výkonu třemi paroplynovými bloky 430 MW. Konkrétní skladba všech nových systémových bloků zprovozňovaných v průběhu řešeného období (tj. zdroje, které na počátku roku 2011 nejsou v provozu) je následující: hnědouhelný blok 660 MW v Ledvicích od 03 – 2013, PPC Počerady 840 MW od poloviny roku 2013, PPC Mochov 950 MW od počátku roku 2016, 1 200 MW bloky v JE Temelín od počátku roku 2021 (1. blok) a od počátku roku 2023 (2. blok), nová PVE 1 000 MW neurčené lokalizace od roku 2025, PPC bloky jednotkového výkonu 430 MW: 1 blok od počátku roku 2036, 2 další bloky od počátku roku 2037. Varianta E2 Varianta E2 je charakterizována pozdějším zprovozněním jaderných bloků 1 200 MW v lokalitě Temelín, ke konci řešeného období pak náhradou chybějícího výkonu dalším 1 200 MW blokem v lokalitě Dukovany a pro zlepšení regulačních poměrů i zprovozněním tří spalovacích bloků po 150 MW. Konkrétní skladba všech nových systémových bloků zprovozňovaných v průběhu řešeného období (tj. zdroje, které na počátku roku 2011 nejsou v provozu) je následující: hnědouhelný blok 660 MW v Ledvicích od 03 – 2013, PPC Počerady 840 MW od poloviny roku 2013, PPC Mochov 950 MW od počátku roku 2016, 1 200 MW bloky v JE Temelín od počátku roku 2023 (1. blok) a od počátku roku 2025 (2. blok),

in the composition of sources but in the utilization methodology of some sources’ groups. It includes particularly availability of brown coal when the cancelling or maintenance of land-ecological limits is considered. The additional variants result from basic variants and are indicated as E1a and E2a. Due to significant insufficiency of brown coal within quite remote periods, it was further necessary to resolve the matter of fuel replacement in some sources, originally ‚brown coal‘. The basic variants E1 and E2 included, during the period of large deficits in 2037 to 2040 the proposal change in the fuel base in some non-system sources, and variants E1 and E2 are considered with the fuel base change as regards the evaluation of primary fuels. Variant E1 Variant E1 is specific for sooner commissioning of nuclear blocks 1,200 MW in Temelín, and towards the end of the period with the substitution of missing installed capacity with three steam-gas blocks 430 MW. The specific structure of all new system blocks commissioned during the period (i.e. sources which are not operated in the beginning of 2011) is as follows: Brown coal firing block 660 MW in Ledvice from 03/2013. CCGT Počerady 840 MW from the middle of 2013. CCGT Mochov 950 MW from the beginning of 2016. 1,200 MW blocks in NPP Temelín from the beginning of 2021 (1st block) and from the beginning of 2023 (2nd block). New hydro pumped storage plant (HPS) 1,000 MW in unspecified location from 2025. CCGT blocks of 430 MW: 1st block from the beginning of 2036, 2 further blocks from the beginning of 2037. Varianta E2 Variant E2 is specific for later commissioning of nuclear blocks 1,200 MW in Temelín, and towards the end of the period with the substitution of missing output with further 1,200 MW block in Dukovany, and commissioning of three SCGT blocks (Semi-Closed Gas Turbine cycle) with 150 MW in order to improve the regulation conditions. The specific structure of all new system blocks commissioned during the period in question (i.e. sources which are not operated in the beginning of 2011) is as follows: Brown coal block 660 MW in Ledvice from 03/2013. CCGT Počerady 840 MW from the middle of 2013. CCGT Mochov 950 MW from the beginning of 2016.


31


nová PVE 1 000 MW neurčené lokalizace od roku 2025, PPC bloky jednotkového výkonu 430 MW: 1 blok od počátku roku 2036, 1 200 MW blok v JE Dukovany od počátku roku 2037, SCGT bloky jednotkového výkonu 150 MW: 3 bloky od počátku roku 2037. Obě základní varianty skladby zdrojů jsou názorně uvedeny na schématu na obr. 18.

1,200 MW blocks in NPP Temelín from the beginning of 2021 (1st block) and from the beginning of 2023 (2nd block). New hydro pumped storage plant 1,000 MW in unspecified location from 2025. CCGT blocks of unit character 430 MW: 1st block from the beginning of 2036. 1,200 MW block in NPP Dukovany from the beginning of 2037. SCGT blocks of unit character 150 MW: 3 blocks from the beginning of 2037. Both basic variants of the source structure are displayed in the scheme below on fig. 18.

Obr. 18: Základní schéma řešených variant z pohledu nasazení nových velkých systémových zdrojů Fig. 18: BASIC SCHEME OF RESOLVED VARIANTS AS REGARDS THE commissioning OF NEW LARGE SYSTEM SOURCES

blok • unit varianta • variant

Ledvice hnědouhelný blok brown coal unit 660 MW

Počerady CCGT 840 MW

Mochov CCGT 950 MW

Temelín 3 jaderný blok nuclear unit 1 200 MW

Temelín 4 jaderný blok nuclear unit 1 200 MW

Plyn/Gas I. CCGT 430 MW

Plyn/Gas II. CCGT 2 x 430 MW

od • from 2013

od • from 2013

od • from 2016

od • from 2021

od • from 2023

od • from 2036

od • from 2037

od • from 2013

od • from 2013

od • from 2016

od • from 2023

od • from 2025

od • from 2036

Dukovany 5 jaderný blok nuclear unit 1 200 MW

Plyn/Gas III. SCGT 3 x 150 MW

od • from 2037

od • from 2037

E1

E2

Skladba instalovaného výkonu podle hlavních skupin se zvýrazněním nových systémových zdrojů je uvedena na obr. 19 pro variantu E1 (platí i pro variantu E1a) a na obr. 20 pro variantu E2 (platí i pro variantu E2a).

32

The structure of installed capacity according to the main groups with the highlight of new system sources is specified on fig. 19 for variant E1 (applies also to variant E1a) and on fig. 20 for variant E2 (applies also to variant E2a).


Obr. 19: sklAdba instalovaného výkonu ES čr podle hlavních skupin se zvýrazněním nových zdrojů – varianta E1 Fig. 19: STRUCTURE OF CZECH REPUBLIC POWER SYSTEM INSTALLED CAPACITY ACCORDING TO THE MAIN GROUPS WITH HIGHLIGHTED NEW SOURCES – variant E1

MW

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

2038

2040

26 000


24 000

Fotovoltaické elektrárny • Photovoltaic power plants

22 000


20 000

Nová PVE • New hydro pumped storage plant

18 000

Vodní elektrárny • Hydroelectric power plants

16 000

Nové jaderné elektrárny • New nuclear power plants

14 000

Nové zdroje – paroplynové a spalovací zdroje New sources – steam-gas and firing sources

12 000

Hnědouhelné bloky 660 MW • Brown coal blocks 660 MW

10 000

Stávající jaderné elektrárny • Current nuclear power plants

8 000

Stávající paroplynové a spalovací elektrárny Current steam-gas and firing power plants

6 000 4 000

Stávající tepelné elektrárny (klasické) Current thermal power plants (classic)

2 000

Obr. 20: sklAdba instalovaného výkonu ES čr podle hlavních skupin se zvýrazněním nových zdrojů – varianta E2 Fig. 20: STRUCTURE OF CZECH REPUBLIC POWER SYSTEM INSTALLED CAPACITY ACCORDING TO THE MAIN GROUPS WITH HIGHLIGHTED NEW SOURCES – variant E2

MW

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

2038

2040

26 000


24 000


22 000


20 000

Nová PVE • New hydro pumped storage plant

18 000

Vodní elektrárny • Hydroelectric power plants

16 000

Nové jaderné elektrárny • New nuclear power plants

14 000

Nové zdroje – paroplynové a spalovací zdroje New sources – steam-gas and firing sources

12 000

Hnědouhelné bloky 660 MW • Brown coal blocks 660 MW

10 000

Stávající jaderné elektrárny • Current nuclear power plants

8 000

Stávající paroplynové a spalovací elektrárny Current steam-gas and firing power plants

6 000 4 000

Stávající tepelné elektrárny (klasické) Current thermal power plants (classic)

2 000

VÝKONOVÁ BILANCE A SPOLEHLIVOST

Pro definovaný rozvoj zdrojové základny a predikovanou spotřebu elektřiny v ČR, reprezentovanou hodinovými průběhy zatížení referenčního scénáře, byly určeny velikosti salda obchodu s elektřinou. Průběhy salda vychází z přebytků, případně nedostatků pohotového výkonu v soustavě pro stav odpovídající požadované hodnotě spolehlivosti a zároveň respektující další faktory, jako jsou nedostatek některého z paliv (především

The power balance and its reliability

The electricity export balance values were defined for the electricity trade with the defined development of the source base and predicted electricity consumption in the CR represented by hourly load by reference scenario. The balance processes result from the surpluses, potentially insufficiencies of available power in the system for the condition compliant with the required reliability value and


33


also respecting other factors, such as insufficiency of some type of fuel (particularly the matter of land ecological limits effects on brown coal mining), the capacity of interstate connections, electricity price in EU.

otázka vlivu ÚEL na těžbu HU), propustnost mezistátních propojení a cena elektřiny v EU. Obr. 21 dokumentuje predikci sald (ve výsledku vždy exportního charakteru) pro všechny prověřované rozvojové varianty a celé období. Z průběhů na obrázku jsou patrné dva základní trendy. První se projevuje od roku 2016 a jasně ukazuje nižší hodnoty exportů u variant E1 a E2 vlivem nedostatku hnědého uhlí. V úhrnu za celé třicetileté období jsou téměř o 30 % nižší než u variant s prolomením ÚEL na těžbu HU. V období let 2021 až 2024 je vidět navýšení exportních možností ES ČR vlivem dřívějšího zprovoznění třetího a čtvrtého jaderného bloku u variant E1, E1a oproti variantám E2, E2a.

Fig. 21 documents the balance prediction (always results in export character) for all verified development variants and the whole period. Two basic trends are noticeable from the figure. The first is reflected from 2016 and clearly indicates lower export values in variants E1 and E2 due to brown coal insufficiency. It is lower by almost 30% during the whole period than in variants with cancelled land limits for brown coal mining. Between 2021 and 2024, the increase of export possibilities in Czech Republic power system is noticeable due to earlier commissioning of the third and fourth nuclear block in variants E1, E1a compared to variants E2, E2a.

Obr. 21: ROČNÍ OBJEMY SALDA OBCHODU S ELEKTŘINOU Fig. 21: ANNUAL BALANCE VOLUMES ON THE ELECTRICITY MARKET 2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

Varianta E1 • Variant E1

25

Varianta E2 • Variant E2 Varianta E1a • Variant E1a Varianta E2a • Variant E2a

Export [TWh]

20

15

10

5

Výkonová bilance je uspořádaný popis rovnováhy mezi nabídkou výkonu (pohotovým výkonem na straně zdrojů) a poptávkou po výkonu (zatížením na straně spotřebičů) v elektrizační soustavě. Důležitou položkou pro udržení trvalé rovnováhy ve výkonové bilanci, která ovlivňuje spolehlivost provozu elektrizační soustavy, je výkonová záloha. Dostatečná velikost výkonové zálohy musí kompenzovat jak změny pohotového výkonu, které nastávají v průběhu roku plánovaně (např. údržba

34

The output balance is an organized description of balance between the available capacity of sources and demand for power (load required by consumers) in the power system. An important item for maintaining the permanent balance in the power balance which affects the reliability of the power system operation is the capacity reserve. Sufficient volume of the capacity reserve must compensate the changes in the available power which are planned during the year (such as maintenance in power


elektráren), nebo náhodně (poruchy bloků), tak i náhodné změny na straně zatížení v závislosti na skutečné teplotě, odlišné od teplotního normálu. Velikost zálohy je určena pravděpodobnostními výpočty na racionální úroveň spolehlivosti, vyjádřenou hodnotami LOLE. Hodnocení výkonové bilance (výkonové dostatečnosti) vyjadřuje její výsledek, tj. přebytek nebo nedostatek pohotového výkonu v soustavě, který je pro navržené varianty a vybrané roky uveden v tab. 4.

plants) or accidentally (failures in the units), and also accidental changes in the load area depending on the real temperature, different from the temperature standard. The reserve volume is specified by the probability calculations to the rational reliability level, expressed in LOLE values. The evaluation of the power balance (power sufficiency) expresses the result, i.e. the excess or insufficiency of available capacity in the system which is specified for the proposed variants and selected years in tab. 4.

Tab. 4: PRŮMĚRNÉ ROČNÍ HODNOTY VÝKONOVÉ BILANCE (v hodinách denních maxim zatížení pracovních dnů úterý až pátek) Tab. 4: AVERAGE ANNUAL VALUES OF THE OUTPUT BALANCE (In maximum hours of daily load from Tuesday to Friday) Varianta E1 a změny ve variantě E2 • Variant E1 and changes in variant E2 Ukazatel • Indicator

2011

2015

2020

2023

2023

2025

2030

2040

2040

Pohotový výkon zdrojů • Available capacity [MW]

12 940

15 039

14 386

15 710

14 640

15 702

15 554

15 375

16 008

Exportovaný výkon (-) • Power exported [MW]

-1 817

-1 909

-1 106

-2 315

-1 285

-1 532

-1 504

-808

-1 019

Zatížení soustavy • System load [MW]

8 584

9 195

9 897

10 230

10 230

10 402

10 680

11 007

11 007

Potřebná záloha • Necessary reserves [MW]

2 241

2 453

2 425

2 818

2 598

2 659

2 610

2 633

2 807

298

1 481

958

348

527

1 109

761

928

1 175

Výsledek bilance • Balance results [MW]

Varianta E1a a změny ve variantě E2a • Variant E1a and changes in variant E2a Ukazatel • Indicator

2020

2023

2023

2025

2030

2040

2040 16 008

Pohotový výkon zdrojů • Available capacity [MW]

14 386

15 710

14 640

15 702

15 554

15 375

Exportovaný výkon (-) • Power exported [MW]

-1 711

-2 612

-1 748

-2 502

-2 115

-1 559

-1 668

Zatížení soustavy • System load [MW]

9 897

10 230

10 230

10 402

10 680

11 007

11 007

Potřebná záloha • Necessary reserves [MW]

2 425

2 818

2 598

2 659

2 610

2 633

2 807

352

51

64

139

150

177

526

Výsledek bilance • Balance results [MW]

Výsledky hodnocení spolehlivosti výkonové bilance jsou uvedeny graficky na obr. 22, kde je šedou čarou vyznačen požadavek na racionální úroveň spolehlivosti, vyjádřenou hodnotami LOLE. Dosažené hodnoty spolehlivosti jsou pro jednotlivé varianty zobrazeny barevnými sloupci (barvy korespondují s předchozím označením variant v tabulce) a jsou v celém sledovaném období nižší, než je požadavek (kromě let 2021 až 2023 u variant E1, E2a s prolomenými ÚEL). To znamená dostatek a v řadě let přebytek pohotového výkonu v soustavě, čemuž také odpovídá „výsledek bilance“ prezentovaný v tabulce. Čím víc se hodnota výsledku bilance blíží k nule, tím je soustava lépe vyladěna, nevzniká přebytek ani nedostatek výrobních kapacit a spolehlivost ES odpovídá spolehlivosti požadované. Tato situace nastává prakticky od roku 2021 u variant s prolomenými ÚEL (s výjimkou posledních čtyř let u E2a,

The evaluation results of power balance reliability are specified in graph in fig. 22 where the grey line indicates the requirement for rational reliability level expressed in LOLE values. The achieved reliability values are displayed for individual variants in the colour columns (colours correspond to the former variant indication in the table) and they are lower within the whole period than the requirement (except for 2021 to 2023 in variants E1, E2a with cancelled ecological limits). It means the sufficiency and for many years surplus of output in the system which corresponds to the ‘balance result’ presented in the table. The closer the balance result value to zero, the better balance of the system, there is no surplus or insufficiency of the production capacities and PS reliability corresponds to the required reliability. The situation occurs practically from 2021 in variants with cancelled ecological limits (except for last four years in E2a, when it was necessary


35


kdy bylo nutno dodatečně posílit ES o bloky SCGT pro potřeby regulace v soustavě, přičemž se již nenavyšoval predikovaný export elektřiny, jak dokládají obr. 21 a bilance roku 2040 v tab. 4). V období do roku 2020 byly exportní možnosti soustavy omezovány nedostatkem HU i u variant, které počítají s prolomením ÚEL.

to additionally strengthen PS with SCGT blocks for the regulation requirements in the system and the predicted electricity export was not increased, as indicated in figure 22 and balance in 2040 in tab. 7). The period before 2020 includes the export restriction due to brown coal insufficiency also in variants which include the cancellation of ecological mining limits.

Obr. 22: DOSAŽENÁ MÍRA SPOLEHLIVOSTI ES ČR VYJÁDŘENÁ HODNOTAMI LOLE Fig. 22: ACHIEVED LEVEL OF THE CR PS RELIABILITY EXPRESSED IN LOLE VALUES 2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

Varianta E1 • Variant E1 LOLE [dny/rok] • LOLE [day/year]

1.0

Varianta E2 • Variant E2 Varianta E1a • Variant E1a Varianta E2a • Variant E2a

0.8

Norma spolehlivosti • Reliability standard 0.6

0.4

0.2

PROVOZ ELEKTRIZAČNÍ SOUSTAVY Úplnou výrobní bilanci elektřiny ES ČR pro vybrané roky řešení uvádí tab. 5. Stranu dodávky této bilance ilustruje obr. 23, ve kterém jsou zvlášť uvedeny nový blok 660 MW na hnědé uhlí a nové paroplynové bloky.

36

THE CZECH REPUBLIC POWER SYSTEM OPERATION Total electricity production balance of Czech Republic power system is specified in tab. 5. The production side of the balance is illustrated in fig. 23 which also includes the new block 660 MW for brown coal and new steam-gas blocks.


tab. 5: úplná výrobní bilance elektřiny v elektrizační soustavě české republiky [GWh] tab. 5: TOTAL ELECTRICITY PRODUCTION BALANCE IN CZECH POWER SYSTEM [GWh]

Varianta E1 a změny ve variantě E2

Varianta E1a a změny ve variantě E2a

Variant E1 and changes in variant E2 Skupina zdrojů • Power source category

Variant E1a and changes in variant E2a

2011

2015

2020

2023

2023

2025

2030

2040

2040

2020

2023

2023

2025

2030

2040

2040

Dodávka elektřiny celkem Total net generation

80 813

86 442

85 450

98 218

89 186

93 911

95 922

92 917

94 754

90 520

100 816

93 210

102 378

101 246

99 512

100 452

Elektrárny na fosilní paliva a biomasu Fossil fuel and biomass power plants

48 881

52 623

50 227

45 934

45 844

42 169

43 052

42 037

42 175

55 173

48 511

49 748

48 625

46 971

45 114

42 140

Vodní elektrárny • Hydro power plants

2 426

2 456

2 409

2 538

2 541

2 560

2 602

2 692

2 690

2 490

2 530

2 515

2 547

2 589

2 693

2 687


493

976

1 471

1 569

1 569

1 634

1 798

2 125

2 125

1 471

1 569

1 569

1 634

1 798

2 125

2 125

0

0

42

168

168

252

462

882

882

42

168

168

252

462

882

882

Geotermální elektrárny Geothermal power plants Fotovoltaické elektrárny Photovoltaic power plants Jaderné elektrárny • Nuclear power plants Denní akumulace • Daily accumulation

2 000

2 020

2 045

2 060

2 060

2 070

2 095

2 145

2 145

2 045

2 060

2 060

2 070

2 095

2 145

2 145

27 013

28 367

29 256

45 948

37 004

44 191

44 857

41 947

43 658

29 300

45 978

37 150

46 233

46 289

45 462

49 394

0

0

0

0

0

1 035

1 057

1 089

1 081

0

0

0

1 016

1 042

1 091

1079

Saldo zahraničí • Foreign balance

-15 961

-16 772

-10 078

-20 320

-11 285

-13 428

-13 179

-7 097

-8 950

-15 041

-22 930

-15 345

-21 929

-18 530

-13 688

-14 649

Zdroje celkem (obstaráno celkem) Power sources in total (provided total)

80 813

86 442

85 450

77 898

77 901

80 483

82 743

85 820

85 805

75 479

77 885

77 865

80 449

82 716

85 824

85 802

Tuzemská spotřeba netto + síťové ztráty Net domestic consumption inc. Losses

64 437

69 252

75 069

77 441

77 441

78 630

80 851

83 870

83 870

75 069

77 441

77 441

78 630

80 851

83 870

83 870

416

418

302

457

460

463

473

487

484

410

444

424

455

466

488

483

Spotřeba na čerpání Consumption for pumping Akumulace elektrické energie Electricity accumulation

0

0

0

0

0

1 389

1 419

1 462

1 451

0

0

0

1 364

1 399

1 465

1 449

Tuzemská spotřeba (užito celkem) Domestic consumption (used total)

64 853

69 670

75 372

77 898

77 901

80 483

82 743

85 820

85 805

75 479

77 885

77 865

80 449

82 716

85 824

85 802

Výroba elektřiny celkem Total gross generation

86 987

92 644

91 206

104 494

95 025

99 634

101 824

98 146

100 190

96 889

107 428

99 458

108 936

107 671

105 357

106 309


53 367

57 044

54 130

49 426

49 369

45 171

46 099

44 404

44 684

59 684

52 337

53 673

52 340

50 454

47 877

44 734


2 441

2 471

2424

2 554

2 557

2 576

2 619

2 710

2 708

2 506

2 546

2 531

2 564

2 606

2 711

2 705


498

986

1 486

1 585

1 585

1 651

1 816

2 146

2 146

1 486

1 585

1 585

1 651

1 816

2 146

2 146

0

0

60

240

240

360

660

1 260

1 260

60

240

240

360

660

1 260

1 260

Geotermální elektrárny Geothermal power plants Fotovoltaické elektrárny Photovoltaic power plants

2 000

2 020

2 045

2 060

2 060

2 070

2 095

2 145

2 145

2 045

2 060

2 060

2 070

2 095

2 145

2 145

28 681

30 123

31 062

48 629

39 213

46 763

47 471

44 384

46 160

31 108

48 661

39 369

48 928

48 991

48 119

52 233

0

0

0

0

0

1 042

1 064

1 097

1 088

0

0

0

1023

1 049

1 099

1 087

Vlastní spotřeba celkem Self-consumption in total

6 174

6 203

5 756

6 276

5 839

5 723

5 902

5 229

5 436

6 368

6 613

6 248

6 558

6 426

5 845

5 857


4 486

4 421

3 903

3 491

3 525

3 003

3 047

2 367

2 509

4 511

3 826

3 926

3 716

3 483

2 763

2 594


15

15

15

16

16

17

17

18

18

16

16

16

16

17

18

18


5

10

15

16

16

17

18

21

21

15

16

16

17

18

21

21

Geotermální elektrárny Geothermal power plants

0

0

18

72

72

108

198

378

378

18

72

72

108

198

378

378

Jaderné elektrárny • Nuclear power plants Denní akumulace • Daily accumulation

Fotovoltaické elektrárny Photovoltaic power plants Jaderné elektrárny • Nuclear power plants Denní akumulace • Daily accumulation

Tuzemská spotřeba brutto Gross domestic consumption

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

1 668

1 756

1 805

2 681

2 210

2 572

2 614

2 437

2 502

1 808

2 683

2 218

2 695

2 702

2 657

2 838

0

0

0

0

0

7

7

7

7

0

0

0

7

7

7

7

71 027

75 873

81 128

84 174

83 740

86 205

88 645

91 049

91 241

81 847

84 498

84 113

87 007

89 142

91 669

91 660


37


Obr. 23: Dodávka elektřiny jednotlivých skupin zdrojů es čr v uzlových letech Fig. 23: SUPPLY OF GROUP SOURCES IN SELECTED YEARS 2011 2015 2020 2023 2025 2030 2040

2023 2040

2020 2023 2025 2030 2040

2023 2040

110 000


100 000

Geotermální elektrárny • Geothermal power plants Větrné elektrárny • Wind power plants

90 000

Denní akumulace • Daily accumulation

GWh

80 000


70 000

Závodní elektrárny nesystémové • Non-system autoproducers

60 000

Teplárny nesystémové • Non-system heating plants

50 000

Nové PPC • New CCGT

40 000

Nové hnědouhelné bloky 660 MW • New brown coal units 660 MW

30 000

Tepelné systémové elektrárny bez bloků 660 MW a nových PPC • Thermal power plants without 660 MW blocks and new CCGT

20 000

Jaderné elektrárny • Nuclear power plants

10 000

Varianta E1 Variant E1


Varianta E1a Variant E1a

Novou položkou v bilanci je denní akumulace elektřiny. Její modelové provedení ve formě PVE je pouze jednou z možností. Ekvivalentně lze uvažovat i jiné podoby denní akumulace – chemické akumulátory, výrobu a užití vodíku, stlačený vzduch, setrvačníkové akumulátory atd. Zavedení denní akumulace je na jedné straně vyvoláno mimo jiné stále se zvyšujícím množstvím OZE v soustavě a charakterem jejich dodávky, který zvyšuje potřeby podpůrných služeb a současně zhoršuje možnosti jejich zajišťování. Na straně druhé je vyvoláno postupně se snižujícími možnostmi těžby hnědého uhlí, což v určité fázi dostupnost podpůrných služeb rovněž zhoršuje. K jednomu z výrazných zhoršení dochází v roce 2025, a proto je zavedení denní akumulace datováno tímto rokem. Velikost dodávky z OZE je i přes jejich vysoký instalovaný výkon poměrně malá. Absolutně největší nárůst dodávky se očekává u jaderných elektráren, zejména ve dvacátých letech. Ke konci sledovaného období nastává, dle variant v různé míře, zhoršování podmínek pro dodávku z jaderných bloků.

38


New item in the balance is daily accumulation of electricity. Its design in the form of hydro pumped storage plant is only one of the possibilities. Another version of daily accumulation can be used – chemical accumulators, production and use of hydrogen, compressed air, gyro accumulators, etc. Implementation of daily accumulation on one side results from continuously increasing RES amount in the system and the supply character which increases the requirement for ancillary services and at the same time reduces the possibilities for their provision. On the other hand, it results from gradually reducing possibilities of brown coal mining, which also worsens the availability of ancillary services at certain phase. One significant worsening occurs in 2025 and the implementation of daily accumulation is therefore dated for this year. The supply from renewable sources is despite their installed capacity quite small. The noticeable matter is the increase of share in nuclear power plants, particularly in the twenties. The conditions become worse for the supply from nuclear blocks towards the end of the monitored period as per the variants at different level.


Dodávka z nových paroplynových bloků vykazuje od roku 2016 trvalý mírný nárůst. Ve variantách E1, E1a je, v souvislosti s instalací dalších jednotek, v posledních pěti letech jejich dodávka vyšší. Dostupnost hnědého uhlí se na velikosti dodávek paroplynových bloků projevuje jen mírně. Velký vliv má naopak na dodávky bloků hnědouhelných, které jsou (s výjimkou bloku 660 MW) zahrnuty do skupiny tepelných systémových elektráren. U těch je patrný klesající podíl na celkové dodávce elektřiny, který se podle variant liší.

The supply of new steam-gas blocks shows permanent mild growth from 2016. Variants E1, E1a include the highest supply in relation to the commissioning of further units. The variants for brown coal availability will show only mildly in the size of steam-gas supplies. The supplies from brown coal blocks have large significance and they are (except for 660 MW block) included in two groups of thermal system power plants (TSE). It is noticeable TSE reducing share in total electricity supply, even though it differs as per the variants.

Velmi dobré srovnání variant poskytuje obr. 24, který uvádí hodnoty využití pohotového výkonu vybraných skupin zdrojů. Je z něho patrný trendový vývoj využívání nových paroplynových bloků od zhruba 30 % okolo roku 2015 po zhruba 50 % v roce 2040. Tento vývoj kromě snižování těžby hnědého uhlí souvisí s postupným zdražováním povolenek.

Very good comparison of variants is available in fig. 24 which specifies the values of utilization of available capacity in selected groups of sources. It clearly indicates the trend development of utilization new steam-gas blocks from approximately 30% around 2016 to 50% in 2040. This trend relates to gradually increasing prices for allowances additionally to the reduction of brown coal mining.

Obr. 24: využití pohotového výkonu vybraných skupin zdrojů v uzlových letech Fig. 24: UTILIZATION OF AVAILABLE OUTPUT IN SELECTED GROUPS OF SOURCES IN SELECTED YEARS 2011 2015 2020 2023 2025 2030 2040

2023 2040

2020 2023 2025 2030 2040

2023 2040

100

Tepelné systémové elektrárny Thermal system power plants

90

Jaderné elektrárny • Nuclear power plants Nové PPC • New CCGT

80

Nové hnědouhelné bloky 660 MW New brown coal blocks 660 MW

%

70 60 50 40 30 20 Varianta E1 Variant E1





39


Využívání jaderných bloků svědčí o dobrých podmínkách pro jejich provoz až do roku 2023, ve kterém jsou ve variantách E1, E1a již druhým rokem v provozu dva nové bloky 1 200 MW. Od roku 2025 je využívání JE závislé na dostupnosti hnědého uhlí. V případě prolomení ÚEL ve variantě E1a je využívání ještě poměrně dobré, okolo 98 %, a i při vysokém podílu jaderných bloků na pohotovém výkonu ES nelze proti jejich účasti na regulaci v zásadě nic namítat. Ve variantě E2a je v roce 2040 podíl JE ještě vyšší, přesto je jejich využití okolo 90 % stále akceptovatelné.

The utilization of nuclear blocks proves good conditions for their operation until 2023, where two new blocks 1,200 MW have been operated for two years in variants E1, E1a. From 2025, the use of NPP becomes dependent on brown coal availability. In case of cancelling the ecological mining limits in variant E1a, the utilization is quite good, around 98% and even with high share of nuclear blocks in PS available output, their participation in regulation should not be objected. The share of NPP increases in variant E2a from 2040 and their utilization around 90% is still acceptable.

V případě zachování limitů klesá od roku 2025 využití JE ve variantě E1 zhruba na 95 % a k roku 2040 opět až na 90 %. Je to „daň“ za snížení dostupnosti podpůrných služeb na hnědouhelných blocích, které mají nedostatek paliva. Ve variantě E2 je rovněž v roce 2040 podíl JE v soustavě vyšší, avšak podmínky pro jejich provoz již nejsou uspokojivé. Při dosahovaném využití okolo 80 % se velikost dodávky zvýšila jen málo oproti variantě E1, ve které je o jeden jaderný blok méně.

In case of maintaining the limits, the utilization of NPP drops from 2025 in variant E1 to approximately 95%, and in 2040 to 90%. It is a disadvantage resulting from the reduction of ancillary services in brown coal blocks which are not sufficiently supplied by fuel. The share of NPP keeps increasing in variant E2 from 2040, but the conditions for their operation are not satisfactory. The supply increased only little upon reaching the utilization around 80% in comparison to variant E1 which includes one less nuclear block.

Využívání celé skupiny tepelných systémových elektráren v průběhu sledovaného období klesá. Pokles okolo roku 2015 je způsoben nárůstem výrobních schopností dané skupiny zdrojů (mj. instalací bloku 660 MW), která však není kryta nárůstem možností těžby HU. V dalších letech se hodnota využití dále snižuje, přestože spolu s poklesem možných dodávek HU dochází postupně k uzavírání některých elektráren. V roce 2040 ve variantách E2, E2a se na nízkém využití podílí navíc instalace tří jednotek SCGT po 150 MW, přičemž jejich využívání je nulové, protože jsou určeny jako stojící rezerva, startující do 30 minut.

The utilization of TSE shows permanent drop within the whole period in question. The drop in 2015 results from the growth of production abilities within the group of sources (e.g. installation of 660 MW block), which is not covered by adequate amount of brown coal. The TSE utilization drops further in next years despite the drop of possible brown coal supplies and decommissioning of some power plants. The commissioning of three units SCGT at 150 MW, where the utilization is near zero because they were intended as the standing reserve, starting up to 30 minutes, participates on low utilization in E2, E2a in 2040.

V příznivějším případě, tj. při prolomení ÚEL, ve variantě E1a a E2a jsou od poloviny sledovaného období dosahovány hodnoty využití ještě okolo 60 %. V případě zachování ÚEL ve variantě E1 a E2 je to již jen okolo 50 % v průměru, u některých elektráren pochopitelně méně. Je třeba si položit otázku, zda může být prosté „přežití“ těchto zdrojů reálné z ekonomického hlediska.

In more positive case, i.e. upon cancelling the land ecological limits in variant E1a a E2a, the utilization remains about 60% from the half of period in question. Whilst maintaining the limits in variant E1 and E2 the utilization is at average 50%, in some power plants of course less. It is necessary to ask a question if such sources can just survive in term of economic point of view.

Ukazatelem pro hodnocení provozovatelnosti ES ČR z pohledu schopnosti zajišťovat dostatek podpůrných služeb je časový výskyt deficitů při jejich plnění. V obr. 25 je spolu s ním zobrazen také časový výskyt případů, ve kterých z důvodů zajišťování potřeb podpůrných služeb musejí jaderné bloky pracovat s nedotížením.

The indicator for the evaluation of Czech Republic power system operability as regards the options to provide sufficient ancillary services is the occurrence of their deficits. Fig. 25 also displays the occurrence of cases, when the nuclear units do not achieve full ouput due to the provision of requirements of ancillary services.

40


Obr. 25: roční časový výskyt indikovaných deficitů pps v uzlových letech Fig. 25: ANNUAL TIME OCCURENCE OF ANCILLARY SEVICES DEFICITS IN SELECTED YEARS 2011 2015 2020 2023 2025 2030 2040

2023 2040

2020 2023 2025 2030 2040

2023 2040

9 000

Počet hodin nedotížení JE Number of hours with reduced output of NPP

8 000

Počet hodin deficitů PST • Number of deficit hours in PST

7 000

Počet hodin deficitů DZ 360 Number of deficit hours in DZ 360 Počet hodin deficitů QS • Number of deficit hours in QS

h

6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000




Od dvacátých let se stoupající podíl JE na dodávce elektřiny odráží i v počtu indikovaných hodin jejich provozu s nedotížením. Pro nové jaderné bloky 1 200 MW by tento charakter provozu neměl představovat z technického hlediska problémy. Z obrázku je patrno, že počet hodin provozu s nedotížením stoupá nejen při stoupajícím počtu jaderných bloků, ale také v souvislosti se snižováním možností těžby HU. Především je zřetelný rozdíl mezi variantami E1 a E1a. Ve variantě E1 je od roku 2025 indikován zvýšený počet deficitních hodin PST (deficit PST v určité hodině znamená, že v této hodině byl indikován deficit v PR nebo SR, případně TR nebo jejich kombinace). Příslušné analýzy výsledků ukazují, že se znovu jedná o vliv hnědého uhlí. Při jeho značném nedostatku totiž ani snižování nasazeného výkonu JE nevede k tomu, že klasické bloky, které uvolněný prostor vyplní, se vyskytnou v optimální kombinaci. Při snižování využití klasických bloků jsou roztočeny často především protitlaké (neregulující) stroje a kondenzační (regulující) část je silně omezována.


From the twenties, the growing share of NPP in electricity supply is reflected in the number of hours with reduced utilization. This operation character should not cause any problems for the new 1,200 MW blocks as regards technical properties. The figure shows that the number of operation hours with reduced output grows with the growing number of nuclear blocks and also in relation to the reduction of brown coal mining options. The difference is noticeable particularly between variants E1 and E1a. Variant E1 from 2025 includes the indication of increased number of PST (Primary, Secondary, Tertiary Reserve) deficit (PST deficit in certain hour means that deficit was indicated during this hour in PR or SR, or TR or their combination). The respective analysis indicates that it again includes the effects of brown coal. If it is significantly insufficient, the reduction of NPP available output will not result in optimum combinations in classic blocks which will fill the released space. Within the classic blocks reduced utilization run often back-pressure (non-regulation) machines and condensation (regulation) part is strongly limited.


41


Deficity PST registrované ve variantě E1a od roku 2023 jsou jiného druhu a významu. Často se vyskytují společně s deficity DZ, přestože hnědého uhlí bývá dostatečné množství. Nejde o závažný problém, odráží se v tom plné využívání exportních možností soustavy (s ohledem na spolehlivost výkonové bilance) při měsíčním charakteru salda zahraničního obchodu s elektřinou. V oblasti QS nebyly registrovány v žádné z variant závažné deficity, přestože velikost největšího bloku v ES ČR se zvyšuje ze současných 1 000 MW na 1 200 MW. Tento příznivý výsledek je dosahován díky tomu, že požadavky na točivou SR v podobné míře v průběhu let rovněž narůstají, takže požadavky na QS se nemusejí, ani při změně největšího bloku, automaticky zvyšovat. Pro indikované deficity PST je charakteristické, že v roce 2040 dochází k navýšení oproti předcházejícímu období ve všech variantách. V reálném rozvoji ES ČR by proto bylo vhodné zvýšit výkony a energie pracující v režimu denní akumulace nad úroveň modelově zafixovanou jednorázovou instalací PVE v roce 2025. Postupný trvalý nárůst opatření pod „hlavičkou“ denní akumulace by byl účelný. Rovněž již před rokem 2025 by provozu a provozovatelnosti ES nepochybně prospěl. Je proto žádoucí neprodleně podporovat rozvoj různých forem denní akumulace a řízené spotřeby elektřiny (včetně nabíjení elektromobilů). Situace na konci sledovaného období je všeobecně specifická. V obou variantách možné těžby hnědého uhlí proběhne velký pokles. Očekává se uzavření většího množství hnědouhelných systémových bloků. Výpadek paliva, elektřiny a schopností poskytovat podpůrné služby je třeba nějakým způsobem nahradit, což reflektují posuzované varianty provozu různým způsobem. Připomeňme, že u variant E1, E1a dominují mezi novými systémovými zdroji další paroplynové bloky, u variant E2, E2a dominuje nový jaderný blok. U varianty E1 a E2 bylo nutno přistoupit k přechodu veškeré výroby elektřiny a dodávkového tepla v závodních elektrárnách a nesystémových teplárnách (vynucených výkonech), realizované dosud z hnědého uhlí, na černé uhlí nebo zemní plyn. Přesto ve variantě E1 spotřeba hnědého uhlí poněkud překračuje možnou těžbu, takže relativně dobré výsledky z hlediska provozovatelnosti ES jsou možná v praxi ne zcela dosažitelné. U varianty E2

42

PST deficits registered in variant E1 and up to 2023 are of a different type and significance. They often occur jointly with DZ (replacement reserve) deficits despite sufficient amounts of brown coal. It does not represent a serious problem; it reflects full use of export possibilities of the system (considering the reliability of power balance) during monthly balance character of foreign trade with electricity. The quick start (QS) area does not register any serious deficits in any of the variants despite the size of largest block in the Czech Republic power system increases from current 1,000 MW to 1,200 MW. This positive result is achieved due to the fact that the requirements for rotary SR at similar level grow during years so the QS requirements do not have to automatically increase during the change of the largest block. In 2040 it is haracteristic for the indicated PST deficits that increase occurs in all variants unlike in former period. It would be suitable to increase power and energy operating in the daily accumulation mode above the modeled single hydro pumped storage plant installation in the real development of the Czech Republic power system in 2025. Gradual permanent growth of measures indicated as daily accumulation would be useful. It would be beneficial for the PS operation and operability before 2025. It is required to immediately support the development of various forms of daily accumulation and controlled electricity consumption (including charging of electro-mobiles). The period of last four or five years is generally specific. Large reduction will occur in possible brown coal mining in both variants. The decommissioning of many brown coal system blocks is expected to happen. Lack of fuel, electricity, and ability to provide ancillary services must be substitute by means of a suitable method which is reflected in the evaluated operation variants. We have to highlight that further steam-gas blocks dominate in variants E1, E1a, nuclear power block dominates in variant E2, E2a. In variants E1 and E2, it was necessary to suppose the transition from brown coal to hard coal or natural gas for electricity and heat production in autoproducers and nonsystem independent producers (must-run outputs), so far implemented. Still the brown coal consumption in variant E1 slightly exceeds the possible mining, so the relatively good results are not quite achievable as regards the real


spotřeba hnědého uhlí překračuje možnou těžbu výrazněji, takže tato varianta je v praxi nerealizovatelná. I kdyby však nenastával deficit paliva, její provozovatelnost je z hlediska indikovaných deficitů PST nevyhovující a její provozní výsledky jsou rovněž neuspokojivé (využívání JE na úrovni 80 %, viz výše).

PS operability. In variant E2, brown coal consumption exceeds the possible mining more significantly so the variant is not achievable in reality. Even if fuel deficit did not occur, the operability is as regards the indicated PST deficits incompliant, and the operation results are also nonsatisfactory (the utilization of NPP is at 80% level, see above).

V podmínkách vyšší dostupnosti hnědého uhlí, tj. ve variantách E1a a E2a, není potřeba přechodu tepláren a závodních elektráren na jiná paliva, a přesto se dosahuje mnohem lepších provozních výsledků i provozovatelnosti (indikované deficity PST jsou jiného významu, viz výše).

The conditions of higher availability of brown coal, i.e. in variants E1a and E2a, do not require the transition of the heating plants and autoproducers to different fuels and still achieve much better operating results and operability (indicated PST deficits are of different significance, see above).

PALIVOVÁ ZÁKLADNA

provision of fuel

Bilance paliv navazují na výsledky provozu elektrizační soustavy. Palivové bilance jsou podkladem pro zajišťování potřebných objemů paliv, přičemž největší význam má tato vzájemná „vazba“ v případě hnědého uhlí, které je v současnosti rozhodujícím palivem systémových zdrojů i největších tepláren a závodních elektráren. Rozhodování o budoucí životnosti hnědouhelných elektráren musí probíhat v přímé souvislosti s možnými životnostmi lomů na hnědé uhlí.

The fuel balance relate to the results from the power system operation. The fuel balances are a base material for the provision of required fuel volumes, where the largest significance has the mutual ‘relation’ in cases of brown coal which is currently the decisive fuel for system sources and the largest heating plants and autoproducers. The decision making as regards the service life of brown coal power plants must take place in direct relation with possible service life of brown coal mines.

Problematika hnědého uhlí Hnědé uhlí má v podmínkách ES ČR specifické postavení: Je rozhodujícím palivem elektroenergetických zdrojů včetně velkých i malých teplárenských výroben a závodních elektráren. Kvůli proměnným vlastnostem, které se výrazně liší podle jednotlivých těžebních lokalit, je nesnadno zaměnitelné. Rozhodujícím faktorem je velmi široký rozsah výhřevnosti od 9,8 až po 17,5 GJ/t. Z důvodu legislativních omezení (územně-ekologické limity) je do budoucna výrazně limitujícím faktorem provozu soustavy včetně zajištění tzv. velkého teplárenství. Plánování výstavby a obnovy hnědouhelných zdrojů musí být velmi úzce provázané.

Brown coal issue Brown coal has a specific position in the Czech Republic power system: It is the critical fuel for electricity sources including large and small heating plants and autoproducers. Due to the variable character which significantly differs according to individual mining locations, it is difficult to substitute. The main factor is very wide range of heating value from 9.8 up to 17.5 GJ/t. Due to legislation restrictions (land-ecological mining limits) it represents a significantly restricting factor for the system operation including the supply to the large heating plants. Planning the construction and reconstruction of brown coal sources must be closely interconnected.

Spotřeba hnědého uhlí pro ES ČR má v průběhu řešeného období trvale klesající tendenci, jak je patrné na obr. 26.

Brown coal consumption for the Czech Republic power system has continually falling tendency during the resolved period is illustrated in fig. 26.


43


Obr. 26: SPOTŘEBA HNĚDÉHO UHLÍ (tepelné jednotky – PJ) Fig. 26: BROWN COAL CONSUMPTION (HEAT UNITS – PJ) 2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039


600

Varianta E2 • Variant E2 Varianta E1a • Variant E1a

500

Varianta E2a • Variant E2a

PJ

400

300

200

100

Pro využití v elektroenergetice a teplárenství a omezeně i v sektoru malospotřeby lze bilancovat jen tzv. těžitelné zásoby. Většinu tzv. geologických zásob nelze pro řadu příčin využívat. Těžitelné zásoby jsou rozděleny do 4 skupin: 1) Ložiska těžitelná do hranic územně-ekologických limitů, na nichž v současnosti probíhá aktivní těžba a lze je zatím bezproblémově využívat. 2) Ložiska ležící za hranicemi územně-ekologických limitů, jejichž postup je vázán na tři vládní rozhodnutí z roku 1991. Tato vládní usnesení znamenají drastický zásah do poměrů v elektroenergetice a ohrožují energetickou bezpečnost České republiky. ÚEL blokují zásoby především na otevřených lomových lokalitách. 3) Rezervní zásoby v dosud neotevřených lokalitách, využitelné za určitých podmínek za asi 20 až 30 let. 4) Tzv. „postprognózní zásoby“, jejichž využívání je záležitostí časově velmi vzdálených horizontů a je podmíněno překročením limitů a využitím zásob ze skupiny 2).

44

Only deposits which can be excavated can be balanced for the use in electricity industry and heating industry, and within limited scope also in domestic sector. Most of so called geological deposits cannot be used due to many reasons. Deposits suitable for excavation are divided into 4 groups: 1) Deposits that can be excavated up to the landecological limits where active mining is underway and can be used without any problems. 2) Deposits placed beyond the land-ecological limits which can be extended on the basis of three government decisions from 1991. The government decisions represent a critical impact into the relations within electricity industry and jeopardize the power security of the Czech Republic. The land ecological limits block the reserves particularly in the open mine locations. 3) The reserve deposits in so far closed locations, which can be utilized under certain conditions in about 20 to 30 years. 4) So called ‘post-prognosis reserves’, which should be used in very late time horizons and they are subject to exceeding the limits and using reserves from group 2).


Možná těžba hnědého uhlí je sledována ve dvou hlavních variantách: Útlumová varianta počítá jen s těžbou do hranic územně-ekologických limitů (ÚEL). Rozvojová varianta počítá s těžbou jak v hranicích ÚEL, tak za jejich hranicemi, nikoliv však s víceméně odepsanými zásobami na lomu Libouš ani s rezervními lokalitami.

Potential brown coal mining is monitored in 2 main variants: Inhibition variant includes only mining up to the border of land-ecological limits. Development variant includes mining in border areas of land-ecological limits and behind the areas not with probably depreciated reserves in Libouš mine or reserve locations.

Celková situace v zásobách a možných těžbách na jednotlivých lomových lokalitách včetně tzv. rezervních lokalit je zobrazena na obr. 27.

The general situation in the storage and potential mining in individual mine locations, including so called reserve locations, is displayed in fig. 27.

600

Rezervní lokality Reserve locations

Těžba za limity na DNT je již v současnosti nepravděpodobná Mining beyond limits in DNT is currently unlikely

Zásoby těžitelné jen při zrušení územněekologických limitů Deposits available upon cancelling the land ecological limits

2065

2063

2061

2059

2057

2055

2053

2051

2049

2047

2045

2043

2041

2039

2037

2035

2033

2031

2029

2027

2025

2023

2021

2019

2017

2015

2013

2011

2009

2007

2005

2003

2001

Obr. 27: vývoj možné těžby hnědého uhlí podle rozvojové varianty těžby se zahrnutím rezervních lokalit – (energetický obsah) Fig. 27: THE DEVELOPMENT OF POTENTIAL BROWN COAL MINING ACCORDING TO THE DEVELOPMENT VARIANTS WITH THE INCLUSION OF RESERVE LOCATIONS (ENERGY CONTENT)

lom • mine ČSA lom ČSA – II. etapa • ČSA mine – 2nd stage lomy • mines Vršany + Šverma lom • mine Bílina

500

lom Bílina – pokračování • Bílina mine – continuation PJ/rok • PJ/year

DNT (lom Libouš) • Libouš mine 400

lom • mine Družba lom • mine Jiří lom Jiří – pokračování • Jiří mine – continuation

300

důl • mine Mír Mikulčice hlubinné doly • underground mines lom • mine Bylany

200

lom • mine Zahořany lom • mine Podlesice–Veliká Ves

100

DNT (lom Libouš) – pokračování Libouš mine – continuation

Porovnáním potřebných objemů hnědého uhlí pro výrobu elektřiny a tepla (při zohlednění ostatních kategorií spotřeby – obyvatelstvo, menší exporty) lze dojít k závěrům, které jsou zobrazeny na obr. 28 a specifikovány v následujícím textu.

The comparison of required volumes of brown coal for electricity and heat production (considering other consumption categories – citizens, small exports) can result in conclusions displayed in fig. 28 and specified in text below.


45


600

Množství uhlí dostupné navíc při prolomení ÚEL na lomech ČSA a Bílina Coal amount available additionally upon cancelling the land-ecological limits in ČSA and Bílina mines

2039

2037

2035

Množství uhlí dostupné navíc i při prolomení ÚEL v Sokolovské pánvi (nepravděpodobné) Coal amount available additionally upon cancelling the land-ecological limits in Sokolov basin (unlikely)

spotřeba ve variantě E1 • consumption in variant E1 spotřeba ve variantě E2 • consumption in variant E2 spotřeba ve variantě E1a • consumption in variant E1a spotřeba ve variantě E2a • consumption in variant E2a

500

spotřeba ve variantě E1 při nerealizaci změny palivové základny consumption in variant E1 with incomplete change of fuel base spotřeba ve variantě E2 při nerealizaci změny palivové základny consumption in variant E2 with incomplete change of fuel base

400 PJ

teoretická spotřeba ve variantě E1 při obnově zdroje v Počeradech theoretic consumption in variant E1 upon reconstructing Počerady source

300

teoretická spotřeba ve variantě E2 při obnově zdroje v Počeradech theoretic consumption in variant E2 upon reconstructing Počerady source

200

100

2033

2031

2029

2027

2025

2023

2021

2019

2017

2015

2013

2011

2009

2007

2005

2003

2001

Obr. 28: porovnání potřeb hnědého uhlí dle řešených variant a jeho těžby Fig. 28: COMPARISON OF BROWN COAL REQUIREMENTS AS PER THE RESOLVED VARIANTS AND BROWN COAL MINING

Dostupné množství uhlí při vývoji těžby podle útlumové varianty Available coal amount during mining development as per the inhibition variant

teoretická spotřeba ve variantě E1a při obnově zdroje v Počeradech theoretic consumption in variant E1a upon reconstructing Počerady source teoretická spotřeba ve variantě E2a při obnově zdroje v Počeradech theoretic consumption in variant E2a upon reconstructing Počerady source

Elektroenergetické zdroje jsou z hlediska dostupnosti hnědého uhlí zabezpečeny do roku 2015. V dalším období je pak nutno stav soustavy hodnotit variantně. Ve variantách E1 a E2 se již jako vstupní předpoklad počítalo se zachováním limitů těžby, ve variantách E1a a E2a s jejich prolomením.

The system during the period up to 2015 seems to be secured as regards brown coal availability. After 2015, it is necessary to resolve the system condition according to the variants. Presumption for variants E1 a E2 is maintaining land-ecological limits, variants E1a and E2a suppose their cancelling.

Ve variantách E1 a E2 lze soustavu považovat za zabezpečenou zhruba do roku 2030. Poté se začíná projevovat deficit hnědého uhlí. Obrovský propad v bilanci způsobuje kolem roku 2036 ukončení těžby na lomu Bílina, k němuž v případě neprolomení limitů dojde. Z toho důvodu je k tomuto časovému horizontu u řady teplárenských a závodních zdrojů navržena změna palivové základny na jiné druhy paliv. Nicméně i za situace, kdy dojde ke změně palivové základny, je provoz ve variantách E1 a E2 částečně deficitní.

The power system is considered to be sufficient by 2030 in variants E1 a E2. Then deficit of brown coal occurs. Great drop in balance occurs in 2036 in relation to the shutdown of Bílina mine providing the limits are not cancelled in this location. Due to this fact the change of fuel base is proposed for the heating plants and autoproducers to different fuel types. Nevertheless the change of fuel base is considered, the situation in variants E1 and E2 is still partially deficit.

Varianta E1a, která předpokládá prolomení limitů, umožňuje v období do roku 2030 ve srovnání s variantou E1 i větší výrobu elektřiny. Zásadní odlišnost od varianty E1 je pak v tom, že varianta E1a je průchodná i po roce 2030, neboť pokles těžby není při prolomení limitů tak drastický. Skutečnosti platné pro variantu E1a platí obdobně i pro variantu E2a.

46

Variant E1a that suppose cancelling the mining limits enable since 2030 higher electricity production in comparison with E1 variant. Unlike E1 variant, variant E1a is acceptable also after 2030, since the mining drop is not so drastic in case of cancelling the mining limits. Facts valid for variant E1a are valid also for variant E2a.


Je nutno zdůraznit, že uvedené relativně příznivé hodnocení bilance hnědého uhlí vychází z přijatých vstupních předpokladů všech řešených variant, což je časově poměrně blízké zprovoznění nových bloků JETE, výstavba dvou významných paroplynových zdrojů a také uvolnění zásob uhlí z lomu Vršany, neboť žádná z variant provozu zdrojů nepočítá s obnovou stávající uhelné elektrárny Počerady po roce 2020. Nenaplnění kteréhokoliv z těchto předpokladů může významně zasáhnout do bilančních poměrů hnědého uhlí. Neprolomením limitů je ohrožena především budoucnost teplárenství, které v českých podmínkách zásobuje velké sídlištní celky. Záměna za jiná paliva je nesnadná, respektive je finančně i časově náročná. Vzhledem k délce času, který je potřebný na přípravu samotné těžby (zejména skrývka nadloží), je nutno rozhodnutí o prolomení limitů provést včas, a to zejména na lomu ČSA, který je již dnes ve své těžbě omezován. Černé uhlí Černé uhlí je po hnědém uhlí druhým nejvýznamnějším fosilním palivem české elektroenergetiky a teplárenství. Jediným systémovým zdrojem je elektrárna Dětmarovice, většina uhlí je pak využívána v teplárenství a v závodních elektrárnách, převážně na severní Moravě, kde dnes ještě probíhá tuzemská těžba černého uhlí. Spotřeba černého uhlí se ve všech řešených variantách pohybuje kolem 4 mil. tun ročně, a to v průběhu celého výhledového období 2011 až 2040 s tím, že dochází k výkyvům. Kolem roku 2020 dochází k dočasnému poklesu spotřeby černého uhlí, protože v tomto období je nutno počítat s retrofitem elektrárny Dětmarovice, která je nejvýznamnějším černouhelným zdrojem. Ve variantách E1 a E2 dochází ke konci řešeného období po roce 2036 k nárůstu spotřeby až na 5 mil. tun ročně, což je důsledek nucené změny palivové základny některých hnědouhelných zdrojů, zapříčiněné zcela zásadním deficitem mezi potřebou a možnostmi tuzemské těžby. Zemní plyn Zemní plyn je v současnosti využíván v elektroenergetice jen v omezeném rozsahu, avšak v období nejbližších několika let se v rámci ES ČR počítá se zprovozněním paroplynových zdrojů většího rozsahu, takže role zemního plynu v elektroenergetice se výrazně změní.

It is necessary to highlight, that mentioned relative prosperous results are based on the varinats presumptions: the commissioning of new NPP Temelín blocks within relatively short period, the construction of two signifiant steam-gas sources and also using coal from Vršany mine, because the reconstruction of Počerady source is not considered after 2020. Any changes in the mentioned presumptions could significantly impact the balance ratios of brown coal. If the mining limits are not cancelled the future of heating industry will be threatened which in the Czech Republic supplies heat to the urban areas. Substitution for other fuel would be complicated, i.e. financially and time wise demanding. With regard to time needed for preparation the self mining (especially uncovering of overburden) the decision as regards the cancellation of limits must be completed in time due to the provision of overburden, particularly in ČSA mine which is currently restricted in mining. Hard coal Hard coal is after brown coal the second most significant fossil fuel in the Czech electricity industry and heating industry. The only system source is Dětmarovice power plant, most coal is used in heating industry and by autoproducers, mostly in North Moravia, where domestic hard coal mining still takes place. The hard coal consumption in all resolved variants is around 4 million tonnes annually during the whole outlook period from 2011 to 2040 with some fluctuations. Around 2020, temporary drop in hard coal consumption occurs because the retrofit of Dětmarovice power plant is considered for the period, which is the most significant hard coal source. After 2036, variants E1 and E2 show growth in consumption up to 5 million tonnes annually, which results from enforced change in fuel base of some brown coal sources caused by essential deficit between requirements and possibilities of domestic mining. Natural gas Natural gas is currently used within electricity industry only within limited scope but the commissioning of steam-gas sources of large scale is considered within very close period in the Czech Republic power system, so the role of natural gas in electricity industry will change significantly.


47


Spotřeba zemního plynu v elektroenergetických zdrojích ČR je znázorněna v tepelných jednotkách na obr. 29.

Natural gas consumption in electricity industry sources in the CR is displayed in heat units in fig. 29.

Obr. 29: SPOTŘEBA zemního plynu (tepelné jednotky – PJ) Fig. 29: GAS CONSUMPTION (HEAT UNITS – PJ) 2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039


180


160

Varianta E1a • Variant E1a Varianta E2a • Variant E2a

140

PJ

120 100 80 60 40 20

Souhrnně lze k oblasti zemního plynu pro českou energetiku konstatovat následující skutečnosti: Současná spotřeba elektroenergetických zdrojů na zemní plyn se významně zvětší v souvislosti se zprovozněním velkých paroplynových zdrojů – podle současných odhadů kolem roku 2016 v celkovém rozsahu kolem 1 800 MW. Spotřeba se ze současné asi 1 mld. m3 ročně zvýší po instalaci velkých paroplynových zdrojů na asi 2,5 mld. m3, ke konci řešeného období vlivem dalších instalací systémových zdrojů na zemní plyn a náhradou paliva u tepláren v některých variantách až na téměř 5 mld. m3. Potřebný nárůst spotřeby zemního plynu lze z hlediska kapacity tranzitní přepravní soustavy zajistit, protože tranzitní soustava poskytuje značnou rezervu. Za situace, kdy se navíc budují alternativní plynovody, by se situace v tomto směru neměla výrazně zhoršovat. Vyšší objemy potřebného plynu je však nutno obchodně obstarat, což má dopad do obchodní bilance státu a zejména na snížení energetické bezpečnosti.

48

The natural gas situation in the Czech power industry can be generally specified as follows: Current consumption of electricity industry sources using natural gas will significantly grow in relation to the commissioning of large steam-gas sources – according to the current estimates around 1,800 MW around 2016. The consumption from current 1 billion m3 annually will grow upon installing large steam-gas to approx 2.5 billion m3, towards the end of the resolved period due to further installations of system sources for natural gas and replacement of fuel in heating plants in some variants up to almost 5 billion m3. Required consumption growth of natural gas can be provided as regards the transit transport system because the transit system provides significant reserve. The situation within this concern should not worsen because alternative gas pipelines are under construction. Higher volumes of required gas must be purchased which has an impact on the commercial balance of the state, particularly the reduction of energy security.


Podstatným problémem provozu nových elektroenergetických zdrojů na zemní plyn může být nedostatečná kapacita zásobníků nebo spíše jejich nedostatečné technické parametry a jejich územní lokalizace. Ostatní paliva Specifické postavení mezi ostatními palivy má biomasa, která je dnes využívána převážně formou spoluspalování s uhlím – např. v elektrárnách Poříčí, Hodonín, Tisová I, Ledvice – bl. 4 a v řadě tepláren (např. Trmice, Plzeňská teplárenská) a závodních elektráren. Do budoucna se počítá s mnohem výraznějším uplatňováním biomasy, a to jak v menších lokálních zdrojích, tak formou spoluspalování. Její spotřeba by po roce 2020 mohla dosáhnout až 4 mil. tun ročně a je otázkou, zda takové množství bude v přírodních podmínkách České republiky vůbec dostupné. Obdobně značný nárůst bude mít i užití bioplynu, realizované v menších stanicích ve venkovském prostředí, kde bude pravděpodobně problém s odběrem tepla z kogenerační výroby. Environmentální aspekty elektroenergetiky S problematikou spotřeby primárních paliv pro výrobu elektřiny a dodávkového tepla úzce souvisí i oblast produkce škodlivin, vznikajících z této výroby. Ta významně ovlivňuje stav a kvalitu životního prostředí nejen v ČR. Globální charakter mají především emise skleníkových plynů, přičemž jedním z jejich největších producentů je právě klasická elektroenergetika s emisemi CO2. Důležitým podkladem pro hodnocení dopadu elektroenergetiky na životní prostředí je emisní bilance zpracovaná pro jednotlivé varianty rozvoje ES ČR. Bilance základních druhů emisí vychází z výsledků simulace provozu soustavy při respektování pravidel trhu, tj. z podrobné palivové bilance pro jednotlivé výrobní zdroje. Dalším vstupem jsou údaje o účinnosti odloučení sledovaných škodlivin. Očekávaný pokles vybraných druhů emisí uvádí obr. 30.

Significant problem of new electricity industry sources operation using natural gas can be insufficient capacity of natural gas storages or their insufficient technical parameters and their location. Other fuels Specific position amongst other fuels has biomass, which is currently used mostly for co-firing with coal – e.g. in power plants Poříčí, Hodonín, Tisová I, Ledvice – bl. 4 and many heating plants (e.g. Trmice, Plzeňská teplárenská) and autoproducers. Biomass utilization is strongly considered for the future use, both in smaller local sources and by means co-firing. Its consumption after 2020 should reach up to 4 million tonnes annually and it is unclear whether such amount will be achievable within Czech Republic. Similar great increase will be in the utilization of biogas, implemented in smaller stations in countryside areas, where the problem with heat consumption from cogeneration may occur. Environmental aspects of electricity industry The problems related to the consumption of primary fuels for electricity production and supply heat are closely bound to the pollution emissions resulting from the production. It significantly affects the condition and quality of environment not only in the CR. Global character is characteristic particularly for greenhouse gas emissions where one of the largest producers is classic electricity industry with CO2 emissions. An important material for evaluating the impact of electricity industry on environment is the emission balance processed for individual variants of Czech Republic power system development. The balance of basic emission types is based on the operation simulation results of the system whilst respecting the market rules, i.e. detailed fuel balances for individual production sources. Further data include the efficiency of separation of the monitored pollutants. The expected reduction of selected types of emissions is specified on fig. 30.


49


Obr. 30: VÝVOJ EMISÍ SO2 A CO2 V OBLASTI ELEKTROENERGETIKY DO ROKU 2040 Fig. 30: PREDICTION OF SO2 AND CO2 EMMISSIONS WITHIN CZECH ELECTRICITY INDUSTRY UP TO 2040 2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

SO2 160

Varianta E1 • Variant E1 Varianta E2 • Variant E2 Varianta E1a • Variant E1a Varianta E2a • Variant E2a

kt

125

90

55

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

CO2 65

Varianta E1 • Variant E1 Varianta E2 • Variant E2

60

Varianta E1a • Variant E1a Varianta E2a • Variant E2a

Mt

55

50

45

40

35

Jak je z uvedených průběhů patrné, největší rozdíly v produkci emisí jsou registrovány mezi variantami (E1, E2), v nichž nejsou prolomeny ÚEL na těžbu hnědého uhlí, a variantami (E1a, E2a), kdy se naopak předpokládá jejich prolomení, které zároveň umožňuje vyšší a hospodárnější využití nainstalovaných elektrárenských i teplárenských kapacit, ovšem za cenu zvýšení produkce všech druhů emisí.

50

As clearly indicated in the processed above, the largest differences in the production of emissions are registered between variants E1, E2 with maintained ecological limits for brown coal mining, and variants E1A, E2a with cancelled limits, which at the same time enables higher and more economical utilization of installed power plant and heating capacities which would result in increased production of all emission types.


Při dřívějším zprovoznění nových jaderných bloků v elektrárně Temelín lze očekávat, že dojde k výraznějšímu poklesu emisí, než jak to ukazují výsledky bilance (rozdíl mezi výsledky variant E1 a E2 nebo E1a a E2a v období 2021 až 2024). Je to způsobeno tím, že prakticky veškerá navíc vyrobená elektřina se uplatňuje jako export a jen v malé míře nahrazuje výrobu zdrojů na fosilní palivo.

In case of earlier commissioning of new nuclear blocks in Temelín plant, we can expect higher drop of emissions than indicated in the balance results (difference between results of variants E1 and E2 or E1a and E2a during 2021 to 2024). It is caused by the fact that basically all additionally produced electricity is used for export and only marginally replaces the production of fossil fuels sources.

V období let 2025 až 2035 dochází ve vývoji emisí prakticky ve všech rozvojových variantách ke stagnaci. K výraznějšímu poklesu dojde během posledního pětiletého období, kdy budou vyřazeny z provozu retrofitované bloky v Tušimicích II a Prunéřově II a nahrazeny emisně příznivějšími elektrárnami využívajícími zemní plyn nebo jaderné palivo. Pozitivně se projeví na celkových objemech emisí u variant E1 a E2 také nutný přechod řady tepláren a závodních elektráren od hnědého uhlí k ušlechtilému palivu (zemní plyn).

Between 2025 and 2035 the development of emission will stagnate in all development variants. More significant drop will occur during the last five years when retrofitted blocks in Tušimice II and Prunéřov II will be shut down and substituted with power plants more positive as regards emissions using natural gas or nuclear fuels. The positive effects as regards the emission volumes in variant E1 and E2 will be indicated during the transfer of many heating stations and autoproducers from brown coal to refines fuel (natural gas).

ELEKTRICKÉ SÍTĚ

ELECTRICAL NETWORKS

Požadavky na elektrické sítě vyplývají z jejich hlavní funkce, kterou je spolehlivé zajištění přenosu a rozvodu elektřiny od výroby ke spotřebě. Přitom spotřeba a průběhy zatížení jsou jedním z určujících parametrů rozvoje elektrických sítí všech napěťových úrovní. Proto je jejich predikci věnována značná pozornost, a to jak na celosystémové, tak na regionální úrovni.

The requirements for the electrical network development result from their main function which is a reliable provision of the electricity transmission and distribution from the production to consumption. The consumption and load course are one of the most important parameters of electrical networks development at all voltage levels. Their predication is subject to significant focus, both at the full system and regional level.

Změny v přenosové síti, ke kterým došlo v posledním období, směřovaly do posílení propojení a zvýšení přenosové schopnosti vedení, posílení transformačního výkonu mezi PS/110 kV a zvýšení spolehlivosti provozu. Současný stav přenosové sítě ES ČR je znázorněn na obr. 31.

Changes in the transmission network which occurred during recent period focused on strengthening the connection and increasing the transmission ability of lines, and strengthening the transformation capacity from the transmission system to 110 kV distribution systems and increasing the operation reliability. Current condition of the transmission system of the Czech Republic is displayed on fig. 31.


51


Obr. 31: SOUČASNÝ STAV PŘENOSOVÉ SÍTĚ ES ČR Fig. 31: CURRENT CONDITION OF THE TRANSMISSION SYSTEM OF THE CZECH REPUBLIC N

D

A

L

Vedení 400 kV v provozu • 400 kV line in operation

P

H

C CHOTĚJOVICE

Poloha rozvoden PS • TS Substation location

50Hertz

T

ACTHERM ETU 2 EPRU 1

U

Vedení 220 kV v provozu • 220 kV line in operation

O

BEZDĚČÍN

BABYLON

SRöhrsdorf

PVR

HRADEC západ

EPRU 2

EPOC

L

VÝŠKOV

Vyvedení zdroje do PS • Source connection to TS

EME HRADEC východ

S

NEZNÁŠOV

Státní hranice • State border

ETI 2

ČECHY STŘED

VÍTKOV

K

E

MALEŠICE ŘEPORYJE

Dobrzeń Wielopole

TÝNEC

CHODOV

OPOČÍNEK HORNÍ ŽIVOTICE

D

ECHV

PSE

KRASÍKOV

CHRÁST

Etzernicht TENNET

PŘEŠTICE

Hranice krajů • District border

EDS

A Kopanina Bujakow

ALBRECHTICE LÍSKOVEC

EORK

MILÍN NOŠOVICE

MÍROVKA PROSENICE

TÁBOR

Varín

ČEBÍN

ETE

OTROKOVICE SOKOLNICE

KOČÍN

SEPS

EDA

S

SLAVĚTICE

DASNÝ

N

EDU

E

R R

E APG

S

P.Bystrica

V

I

E

Ö

O

K

C

Križovany Senica

H

Stupava

T Dürnrohr

Bisamberg

S

O

L

Změny v distribučních sítích 110 kV směřovaly v posledním období k zajištění napájení nových odběrů, v některých případech spojených s výstavbou nových transformačních stanic 110 kV/VN a k připojení nových zdrojů do sítě 110 kV.

The changes in 110 kV distribution networks during latest period focused on providing the supply to new consumption, in some cases connected to the construction of new 110/HV transformer stations and to the connections of new sources to 110 kV network.

Očekávaný regionální vývoj zatížení V souvislosti s hospodářským poklesem v letech 2008 a 2009 došlo k propadu hodnoty spotřeby elektřiny až na úroveň roku 2004 a též ke snížení maxima zatížení (cca na úroveň roku 2001). Pokles spotřeby se v současnosti zastavil a v roce 2010 je zaznamenán mírný nárůst.

The expected regional load development In relation to the economical drop during 2008 and 2009, the electricity consumption value dropped to the level of 2004 and also the value of maximum load dropped (approximately to the level of 2001). The drop in consumption has currently stopped and mild increase was observed in 2010.

Po odeznění hospodářského poklesu a následném oživení ekonomiky je očekáván opětovný nárůst zatížení, a to ve výši cca 1,2 % ročně.

After the effects of the economical drop fade away and the economy is subsequently revived, the load increase is expected by approximately 1.2% annually.

V některých regionech ČR dochází k nerovnoměrnému růstu spotřeby. Při decentralizaci zatížení ES ČR na jednotlivé rozvodny 110 kV byl nerovnoměrný rozvoj zatížení a spotřeby v jednotlivých regionech respektován. Zohledňují jej též provozovatelé distribučních sítí ve svých investičních záměrech na výstavbu nových rozvoden 110 kV a posilování sítí 110 kV. V některých případech růst nových odběrů vyvolává potřeby posilování transformační vazby na přenosovou síť a také posilování PS.

Some regions in the Czech Republic show different consumption growth than others. During the decentralization of load of the Czech Republic power system to individual 110 kV distribution stations, the imbalanced load development and consumption growth was respected in individual regions. It is considered by the distribution network operators in their investment intentions for constructing new 110 KV distribution stations and strengthening the 110 KV networks. In some cases

52


Regiony se zvýšenými požadavky na připojení zdrojů a centra růstu spotřeby Záměry na výstavbu nových zdrojů velkého jednotkového výkonu směřují svým připojením do PS. Jedná se především o jaderné bloky, nové hnědouhelné bloky a také zdroje s paroplynovou technologií (PPC) na bázi zemního plynu.

the growth of new consumption results in the requirements to strengthen the transformation to the transmission network and strengthening the transmission system. Regions with increased requirements for connecting new sources and consumption growth centers The intentions for constructing new sources with large unit output will be connected to the transmission system. It includes particularly nuclear blocks, new brown coal blocks, and sources with steam-gas technology (CCGT) based on natural gas.

Rozvoj menších zdrojů je ovlivněn podporou OZE a jejich přednostním uplatněním v ES. Tyto zdroje obvykle menších výkonů, především OZE typu větrných a fotovoltaických elektráren (VTE a FVE), ale i zdroje spalující biomasu a bioplyn svým připojením směřují do distribučních sítí 110 kV a nižších napěťových hladin (rozptýlená výroba v distribučních sítích).

The development of smaller sources is affected by the renewable energy sources and their connection priority to the power system. The sources commonly with low outputs, particularly renewable energy sources such as wind and photovoltaic power plants (WD and PV), and also sources firing biomass and biogas are usually connected to the 110 kV distribution networks and lower voltage levels (dispersed production in distribution networks).

Dlouhodobě připravované lokality, do kterých směřují hlavní záměry investorů na budoucí výstavbu nových zdrojů velkých výkonů v perspektivě a také s vyznačením zdrojů rozptýlené výroby (FVE a VTE), jsou uvedeny na následujícím obr. 32.

The locations prepared in the long run for completing the main plans of investors for the future construction of new sources with high perspective installed capacities and with indicated sources of dispersed production (PV and WD), are indicated on fig. 32.

Obr. 32: REGIONY SE ZVÝŠENÝMI POŽADAVKY NA PŘIPOJENÍ ZDROJŮ A CENTRA RŮSTU SPOTŘEBY Fig. 32: REGIONS WITH INCREASED REQUIREMENTS FOR CONNECTING NEW SOURCES AND CONSUMPTION GROWTH CENTERS D N A

L

O

BEZDĚČÍN

BABYLON

SRöhrsdorf ACTHERM ETU 2 EPRU 1 PVR

Oblast s kumulací požadavků na připojení FVE • Area with high requirements for PV connection

CHOTĚJOVICE

T

U

Oblast s kumulací požadavků na připojení VTE • Area with high requirements for WD connection

P

H C

HRADEC západ

EPRU 2

EPOC

L

VÝŠKOV EME

HRADEC východ

S

NEZNÁŠOV

Oblast s kumulací požadavků na nové odběry a s růstem odběrů a zatížení v ES ČR • The area with high requirements for new consumption and consumption growth

ETI 2

ČECHY STŘED

E

VÍTKOV

K

MALEŠICE ŘEPORYJE

EDS

TÝNEC

CHODOV

OPOČÍNEK HORNÍ ŽIVOTICE

D

ECHV

A Dobrzeń

KRASÍKOV

CHRÁST

Wielopole Kopanina Bujakow

ALBRECHTICE Etzernicht

PŘEŠTICE

LÍSKOVEC

EORK

MILÍN

Oblast s kumulací požadavků na připojení nových zdrojů velkého výkonu do sítí v ES ČR • The area with high requirements for connecting new large sources

NOŠOVICE

MÍROVKA PROSENICE

TÁBOR

Varín

ČEBÍN

ETE

OTROKOVICE EDA

S

SLAVĚTICE

DASNÝ

N

EDU

E R

Ö

S

E T

R

E

I

O

K

SOKOLNICE

KOČÍN

P.Bystrica

V C

Križovany Senica

H

Stupava

Dürnrohr

Bisamberg

S

O

L


53


Charakteristika očekávaného rozvoje přenosové sítě Výstavba nových vedení 400 kV směřuje k doplnění a posílení systému 400 kV tak, aby konfigurace sítě zajišťovala spolehlivý provoz PS. Do roku 2015 se připravuje výstavba cca 210 km nových vedení 400 kV, do roku 2025 by mělo přibýt dalších 445 km nových vedení 400 kV. Výstavba těchto vedení klade vysoké požadavky na projednávání a územní přípravu. Výrazným prvkem pro koncepci rozvoje a posilování PS v perspektivě je zajištění požadavků na vyvedení výkonu z nových velkých zdrojů. V rámci studie dlouhodobé rovnováhy je pro rozvoj sítí určující přijatá varianta rozvoje zdrojů. Rozšíření JE Temelín vyvolává velké změny v přenosové síti včetně požadavků na výstavbu nových vedení v nových trasách a koridorech. Rozsah posilování sítí bude záviset také na velikosti nových bloků v JE Temelín a může vyvolat v případě bloků o výkonu vyšším než 1 200 MW nutnost posílení dalších cca 205 km vedení 400 kV. V souvislosti s požadavky na připojení nových velkých parků větrných elektráren se připravuje připojení těchto OZE do přenosové sítě. Připravovaná výstavba nových rozvoden v PS směřuje do aglomerací s velkou kumulovanou spotřebou, pro zásobování velkých průmyslových komplexů a pro spolehlivé připojení nových velkých zdrojů. Další posilování transformační vazby PS/110 kV preferuje přímé zásobování z hladiny 400 kV, přičemž se klade větší důraz na koordinaci s provozem a rozvojem sítí 110 kV v daném regionu s cílem ekonomicky efektivního řešení a spolehlivého zabezpečení napájení lokalit s velkou koncentrací spotřeby. Do roku 2015 se připravuje posílení transformačního výkonu 400/110 kV o 2 800 MVA, do roku 2025 by mělo přibýt dalších 5 120 MVA instalovaného výkonu v transformaci 400/110 kV. Objem a nové směry mezistátních výměn vyvolají požadavky na výstavbu dalších mezistátních vedení v nejvíce exponovaných profilech. Po realizaci posílení profilu na Rakousko se pozornost soustřeďuje na značně zatěžovaná mezistátní vedení na Německo a Slovensko. Přitom zatěžování obou profilů na Německo je negativně ovlivňováno kolísavým přenosem výkonu od větrných elektráren ze severu Německa, neboť tok výkonu od těchto zdrojů se uzavírá přes přenosovou síť ČR. Tyto

54

The overview of expected development of the transmission network The construction of new 400 kV lines for completing and strengthening the 400 kV systems in order provide relievable transmission system operation due to the network configuration. Before 2015, the construction of approximately 210 km of new 400 kV lines is under preparation, before 2025 further 445 km of new lines should be completed. The construction of the lines includes high requirements for negotiations and land preparation. A significant element for the transmission system development and strengthening concept is the provision of requirements to connect the installed capacity from new large sources. In the study the most important for the network development is planned development of new sources. The extension of Temelín NPP results in large changes in the transmission system including the requirements of constructing the transmission system lines in the new routes and corridors. The scope of network strengthening will depend on the size of new blocks in NPP Temelín and it can result in adding further approx 205 km line 400 kV in case of block with output over 1,200 MW. In relation to the requirements for connecting new large wind parks, the connection of these sources into the transmission system is under preparation. The prepared construction of new distribution stations in the transmission system is located to agglomerations with cumulated consumption resulting from supply to large industrial areas and also for reliable connection of new large sources. Further strengthening the installed capacity of transformation capacity in the transmission system 110 kV prefers direct supply from 400 kV level focusing on the coordination with the operation and development of 110 kV networks in the respective region with the aim to achieve economically efficient solution and reliable supply provision for the locations with high consumption. Before 2015, the strengthening of the transformation installed capacity 400/110 kV is under preparation by 2,800 MVA, before 2025 further 5,120 MVA of installed capacity in transformation 400/110 kV should be added. The volume and new directions of the interstate exchanges result in requirements for constructing more interstate lines in the most exposed profiles. After strengthening the profile to Austria, the focus is placed on significantly loaded interstate connections


kolísavé přenosy výkonu obsazují kapacitu přeshraničního profilu, mají také negativní dopady na vnitřní přenosovou síť ES ČR a vytváří některá úzká místa v jejím provozu. Systém 400 kV se bude dále rozvíjet, a to jak z hlediska nových vedení, tak transformačního výkonu i zdrojů připojených do napěťové hladiny 400 kV. Systém 220 kV plní záložní a spolehlivostní funkce, bude udržován na současné úrovni, v některých oblastech se připravuje jeho útlum.

to Germany and Slovakia. The loading of both profiles to Germany is negatively affected by the fluctuating transmission of the power from wind power plants from north Germany because the power flows also via the Czech Republic transmission system. The fluctuating power transmissions occupy the capacity of the cross border profile, they have negative effects on the internal transmission network of the Czech Republic power system and it creates some bottlenecks in its operation. The 400 kV systems will continue to develop as regards the new lines and the transformation output and sources connected to the voltage level 400 kV. The 220 kV system performs the backup and reliability function, it will be maintained at the existing level, and reduced in some areas.

Připravovaný rozvoj přenosové sítě ES ČR včetně uvažovaných záměrů na další výstavbu přenosových prvků je uveden na obr. 33.

The prepared development of the transmission network of the Czech Republic power system including the plans for further construction of the transmission elements is specified on fig. 33. Obr. 33: ZÁMĚRY NA ROZVOJ PŘENOSOVÉ SÍTĚ ČEPS V PERSPEKTIVĚ Fig. 33: INTENTIONS FOR DEVELOPMENT OF THE ČEPS TRANSMISSION GRID Nová TR Vernéřov pro připojení VTE • New TR Vernéřov for WP connection

Nové stanice 400 kV New 400 kV transformer station

Nová • New TR Vedení • Line 400kV Hradec–Vernéřov–Vítkov 400 kV Chotějovice 50 Hertz Nová • New TR 400 kV Vítkov

TENNET

400 kV

Záměr na smyčku 400 kV do R Mírovka • Planned looping 400 kV line into the TS Mírovka Nová • New TR 400 kV Praha sever

Nová • New TR 400 kV Kletné

220 kV

PSE

Uzavření smyčky • Completing the ring Krasíkov–H. Životice 400 kV

Zdvojení vedení Doubling of line 400 kV Čechy střed–Chodov Záměr na vedení • Planned line 400 kV Vítkov–Mechlenreuth (DE)

Záměry na další vedení PS Further transmission lines planned

Posilování sítě • Strengthening of 400 kV Chotějovice–Výškov–Babylon Babylon–Bezděčín Výškov–Čechy střed

Nová • New TR 400 kV Dětmarovice

Nová • New TR 400 kV Lískovec

ČEPS Záměr na vedení Planned line 400 kV Kočín–Mírovka

Nové vedení New line 400 kV Kletné–Prosenice Záměr na vedení • Planned line 400 kV Otrokovice–P. Bystrica(SK) Záměr na vedení • Planned line 400 kV Otrokovice–Rohatec

Záměry na další vedení 400 kV v závislosti na velikosti rozšíření JE Temelín • Additional planned 400kV lines depend on the enlargement of nuclear power station Temelín

APG

Záměr na novou TR 400 kV Rohatec • Planned 400 kV TS Rohatec SEPS

Pozn. Bez záměrů na posilování transf. vazby PS/110 kV Note: Without plans for the reiforcement of the TS/110 kV transformation


55


Rozvoj distribučních sítí 110 kV Rozvoj sítí 110 kV je obecně připravován v kratším časovém horizontu, než je celkový časový rámec dlouhodobého rozvoje soustavy. Sítě 110 kV se koncepčně rozvíjejí na základě rozvojových záměrů jednotlivých distribučních společností podle aktuálních potřeb regionů a ekonomických možností. V sítích 110 kV se do roku 2020 připravuje výstavba cca 80 nových stanic 110 kV, z čehož 61 rozvoden 110 kV/VN je určeno pro zásobování distribuce a průmyslových zón, 5 trakčních rozvoden bude sloužit pro napájení železničních koridorů a 14 nových nebo rozšíření stávajících stanic plánují investoři větrných a fotovoltaických elektráren pro vyvedení výkonu z větších větrných a fotovoltaických parků přímo do sítí 110 kV. Do roku 2015 se předpokládá výstavba nových vedení a kabelů 110 kV v celkové délce cca 480 km. Délka nových připravovaných vedení 110 kV představuje cca 3 % z celkové délky stávajících tras linek 110 kV. Současně s výstavbou nových vedení se připravují rozsáhlé rekonstrukce a posilování stávajících linek 110 kV. Tyto rekonstrukce, které umožní také zvýšení zatížitelnosti vedení 110 kV, se plánují v celkové délce přes 700 km. V dlouhodobé perspektivě – po roce 2020 – nejsou specifikována nová místa pro rozvodny a linky 110 kV. Ta budou navrhována v souladu s požadavky jednotlivých regionů. Připravované nové rozvodny 110 kV (stav k 11/2010) bez vyznačení napojení na distribuční síť 110 kV jsou zakresleny na obr. 34.

56

Development of 110 kV distribution networks The development of the 110 kV networks is generally prepared within shorter periods than the time scheme for the power system long term development. The 110 kV networks are developed on the basis of development intentions of individual distribution companies according to the actual requirements and economical options. The 110 kV networks before 2020 include the preparation of approximately 80 new 110 kV stations, where 61 distribution stations 110 kV/HV are designed for supplying the distribution and industrial zones, 5 traction substations for feeding the railway corridors, and 14 new or extended existing stations are planned by investors for connecting the installed capacity from larger wind and photovoltaic power plants directly to 110 kV networks. Before 2015, the construction of new 110 kV lines and cables is expected in total length of 480 km. The length of new prepared 110 kV lines represents approximately 3% of total length of the existing 110 kV line routes. Concurrently with the construction of new lines, extensive reconstructions and strengthening of the existing 110 kV lines is under preparation. The reconstructions which enable to increase the load capacity of the 110 kV lines are planned in total length of 700 km. In the long term perspective – after 2020 – there are no specific locations for constructing distribution stations and 110 kV lines exactly specified and they will be specified in relation to the requirements of the respective region. The prepared new substations 110 kV (known to 11/2010) without shown connection to 110 kV distribution network are indicated on fig. 34.


Obr. 34: PŘIPRAVOVANÉ NOVÉ ROZVODNY 110 kV DO ROKU 2020 Fig. 34: PREPARED NEW 110 kV DISTRIBUTION STATIONS BEFORE 2020 80 nových rozvoden 110 kV pro • 80 new 110 kV substations for:

Ústí n.L. střed Úžín

Vel.Šenov

FVE Modlany VP Moldava

Alcan (Kovohutě) Děčín

VP Litvínov Hamr

Želenice Ústí nad Labem Ústí Sever

Litvínov CHEZA

Most sever Most Havraň Most jih

Jirkov EKOM Chomutov

ČD Kadaň

Chemie Sokolov

Bohatice

PZ Lovosice Louny

Vary

Libochovice

Mariánské Lázně

Kralovice

Drmoul

Beroun

TT Tachlovice

ČD Planá

VP Krsy - Bezvěrov (vn)

Stříbro

ČD Vranov

Beroun

P.sever

P.město

Křimice

Chlumčany

CHR

Lochkov

Vrané

Písnice Jílové Štěchovice Slapy

Nymburk

Kolín východ

TYN

Vamberk

Pardubice

Žamberk

Semtín Rybitví

Kolín

Uhříněves Kutná Hora TT Třešňovka

ČD Ústí n. O.

Čáslav

ČD Moravany

Uhlířské Janovice

Hlinsko Římovice

Nové Město na Moravě

Havl.Brod

(vn)

(vn)

(vn)

Horažďovice (vn)

Sušice

ČD Strakonice Strakonice

(vn)

Písek

Počátky

Jindřichův Hradec

KOC

Prachatice

FVE Ševětín

Mydlovary

Ždár nad Sázavou

Vel. Meziříčí

Telč

Třebíč Řípov

Ptáčov

Náměšť nad Oslavou

Jindřichův Hradec

Oslavany Dačice

DAS

ČD

Škoda

Jemnice

Sever

Mladé

Český Krumlov

Domoradice Větřní

České Budějovice

VS EDU Moravské Budějovice

Moravany

Kaplice

Nezamyslice

FVE Lesná Lipno

Suchohrdly u Znojma

PZ Hatě

Znojmo

Hodonice

Hrušovany nad Jevišovkou

Zdounky

Bučovice

PZ Kobylnice Kyjov Benzina Klobouky

Provozní stavy sítí v roce 2015 a 2025 Z podrobné analýzy zatěžování PS a sítí 110 kV v režimech zimního maxima roku 2015 a 2025 vyplývá, že z pohledu elektrizační soustavy jako celku elektrické sítě vyhovují stanoveným provozním kritériím. Napěťové poměry v sítích PS a 110 kV jsou v požadovaných mezích. Taktéž kontrolovaná spolehlivost provozu sítí je ve sledovaném období na dostatečné úrovni. Pokud v některých případech bylo zjištěno překročení provozně-technických mezí pro zatěžování, ať již v úplném schématu zapojení nebo po výpadku jednoho síťového prvku (kritérium N-1), jedná se většinou o dočasně přípustné překročení, které nemá významnější vliv a je provozně zvládnutelné. Transformační vazba PS/110 kV je ve střednědobém a dlouhodobém výhledu a za předpokladu realizace připravovaných nových investic schopna spolehlivě zabezpečit zásobování distribučních sítí. Z hlediska udržení spolehlivosti zásobování je třeba posilování transformační vazby PS/110 kV věnovat trvalou pozornost.

ČSM

LIS

Frýdek

Sklo V.M.

Valašské Meziříčí

Mnisztwo,Ustroń

Třinec NOS

ČD Jablůnkov

Frýdlant

Třinec-Bystřice

Frenštát Západ

DEZA

PZ Čes.Těšín

Ropice

Železárny Riviéra

Místek PZ Hrabová

Studénka

Valašské Meziříčí

Rychlov

ČD

Rožnov p.Radhoštěm

Hutisko

Vsetín

Čadca, Varín

Vsetín

PZHolešov

Hulín

TT Černovice

OTR

Bahňák Barum ČD Fatra Napajedla

Mladcová Svit Zlín

Slušovice

Zlín ZPS Malenovice

ČD Leskovec

TT Lípa

ČD Střelná

P. Bystrica

Uherské Hradiště Uherské Hradiště Kunovice Nedakonice ČD

Slavičín

Pozlovice

Uherský Brod

Veselí Pánov

Dolní Dunajovice

Hodonín

Velká nad Veličkou

EHO Mikulov Břeclav

Břeclav

VP Bantice-Oleksovice

ČD Lipno

PS

Kroměříž

Husovice Medlánky Maloměřice Mokrá Příkop KPS Líšeň Zbroj. Bohunice Zetor Teplárna Slavkov Komárov ČD Modř.

Hrušovany u Brna

Hranice Cementárna

Vyškov Vyškov

Brno

Hustopeče

PZ České Velenice

JIP

Mošnov

VP Dobešov

Říkovice Chropyně Kojetín

ČD Blansko

EČML

Pohořelice

Vranov ČD Velešín

Blansko

SOK

VP Mackovice

Lipnice

PZ Hněvotín

Blansko CEB

Adast Vel. Bíteš

Dluhonice

Petrovice

ČSA Darkov hl. a pom. Pogwizdow

Karviná

Doubrava VŽ Č.Louka EKA KunčiceDukla Lazy Stonava NH Havířov Vratimov ALB

BIOCEL Paskov Staříč 2

ČD Studénka Příbor ČD Suchdol Nový Jičín Kopřivnice Nový Jičín TATRA

Kletné

PRN

Přerov Prostějov

PZ Nové Pole

Ostrava

Výškovice

Olomouc

Holice

Lutín

Prostějov Boskovice

Brno-Opuštěná

Velké Brno-Klusáčkova Meziříčí

Jihlava západ

Prostějov západ

Bystřice nad Pernštejnem Dolní Rožínka

SLA

Prachatice Západ

Nové rozvodny 110 kV v oblasti • Number of new 110 kV substations in areas cotrolled by: ČEZ Distribuce, a.s 52 E.ON Distribuce, a.s. 21 PREdistribuce, a.s. 7 Σ 80

ŽĎAS

Heroltice

Třebíč

Hněvkovice

(vn)

Vimperk

ČD HB

Kosov

Veselí nad Lužnicí

Vydra

Jihlava

Bedřichov

Pelhřimov

ČD H.Cerekev

Bechyně

VS Křtěnov Temelín

(vn)

HBM

Šlapánov

Pelhřimov

Šternberk

Olomouc Sever Hodolany

Konice

Dětmarovice

BohumínŽDB EDĚ Orlová MCHZ EOST ETRB

VP Jívová Odry

ČD Ostrov n. Oslavou

Tábor

Silon Planá

(vn)

Písek-sever

ČZM

Strakonice

TAB

Červenka

Dolní Benešov

Martinov Rudná

Vítkov

Mohelnice

Velké Opatovice

Polička

Žďár nad Sázavou

Pacov

ČD Chotoviny

Milevsko

Blatná

(vn)

Blatná

Humpolec

Tábor sever

Mirovice

Nepomuk

Klatovy

Moravská Třebová

Svitavy

Chotěboř

Světlá nad Sázavou

VP Oder.vrchy

UNEX Uničov

Hoštice

PZ Plesná PZ Poruba

Ráječek

VP Vel.Štáhle

Svitavy

PZ Hrušov

Opava Jaktař

HoštejnČD

KRA

Svitavy ČD

HZI

Břidličná

Č. Lanškroun Třebová ČD Rudoltice

Vertex Litomyšl

Třemošnice ČD Golčův Jeníkov

ČD Benešov

Bruntál Šumperk

PZ Dolní Lutyně

PZ Fifejdy

Krnov

Bruntál

Šumperk

Olšanské Papírny

Ústí nad Orlicí

Prachovice

Pyšely

Benešov

Opava-Kateřinky

PZ Zábřeh

Choceň

Transporta ChrudimChrudim

Třemešná

Vrbno pod Pradědem

Hanušovice Jablonné nad Orlicí

Tuněchody

OPO

ČD Borovinka

Sázava

Metaz Týnec

Rychnov nad Kněžnou

ČD Týniště

EOP Pardubice Sever

Jeseník

Šumperk II.

Rychnov

Ovčáry

Kutná Hora

Benešov

Škoda-Auto Kvasiny

HK Jih

VP Rudná

Česká Ves

Dobruška

HK Sever ČD Káranice

ČD Dobšice

ČD Pečky Č. Brod ČD Rostoklaty ČD Benzina Kolín Cerhenice (N.Město) západ

VP Nízký Jeseník Týniště

ČKD Plotiště

Všestary

Podmoky

Sedlčany

Kamýk

Náchod

HavlíčkůvBrod

Kdyně

Nýrsko

Strančice

Nymburk

CST

Kudowa Zdrój

Náchod

NEZ

Hradec Králové

Nový Bydžov

Milovice

Kbely Šestajovice

MIL

PZ Úherce Klatovy

Říčany

Vestec

Mníšek město

Příbram Příbram EPŘ město Příbram Brod

Domažlice

Domažlice

Zbraslav

Mníšek -železárny

Bavoryně

PRE

Kdyně

CHD

Hořovice

ČD Mýto

Ejpovice

Rokycany TP Plzeň Rokycany jih Černice Hrádek ČD Nezvěstice

Holýšov

Bělá nad Radbuzou

Praha

Police nad Metují

Č. Kostelec

Lipnice

Jičín

Dražice

Kralupy ČD St. Boleslav Toušeň Letňany ČD P.sever Roztoky ECK Červený Třeboradice Vrch P.východ Č.Most Holeš. Praž. KarlovP.střed P.západ Běchovice Zličín SmíchovP.jih Měcholupy JinonicePankrác Lhotka REP

ČD Karlštejn

Staré Místo

Brandýs n.L.

Spolana

Dříň

Slivenec

Zbiroh

Plzeň

Nová hospoda Škoda

Ostrov u Stříbra

Slaný

ČD Zdice

Hor.Bříza

Tachov

Tachov

Nová Paka

Kaučuk Kralupy

EPOR

KRPA Hostinné

Mladá Boleslav

– trakční transformovna • railway traction (5)

Broumov

Trutnov Poříčí

Škoda

– průmyslové zóny • industrial zones (20)

TT

Horní Maršov

Vrchlabí

Mnichovo Hradiště

Mladá Boleslav

Mělník ČD Vraňany

Klecany

Kladno EKL západ

Boguszów

Turnov Semily

Semily

Roudnice

Neratovice

KarlínKladno TT Liboc Letiště Ruzyně Chýně

Toužim

Jablonec

Turnov

Mělník

Tuchlovice

Jablonec Sever

Jeřmanice

– distribuci • distribution (41)

PZ

VP-FVE – vyvedení parku VTE, FVE • connection of WP, PV (14)

Rokytnice nad Jizerou

Tanvald

BEZ

SEPAP Štětí

Tuchoměřice

Rakovník Lišany

UD Hamr Noviny

PZ Hoštka

Litoměřice Jih

Louny

Podbořany

Horní Slavkov

Česká Lípa

Č.Lípa Dubice

Liberec Jablonec Východ Rynovice

BAB

FVE Spomyšl

VIT

Jindřichov

Cheb

ČD Těchlovice

Liberec

Pavlovice Ostašov Teplárna

Č.Lípa Sever

PZ Úštěk

Čížkovice

PZ Triangle Žatec

Tuhnice Karlovy N. Sedlo

Sokolov

Žatec

PZ Doubí

Litoměřice

Lovochemie

VYS

Stranná

Jablonec jih

Hrádek Česká Kamenice

Děčín Východ

Litoměřice SZ

HRA

ČD Zátiší

Jiří Lipnice Jehlicná

Frýdlant

Varnsdorf

Varnsdorf

Děčín

Chemie Krásné Březno Ústí

Koštov Splintex Chuděřice ČD ČD Světec Libochovany

Líšnice

Málkov Merkur

Ostrov

Rotava

Aš

VS ELE ELE

Most Bílina

Chomutov

MěděnecVP Kr.Hamry Vernéřov

Sklo Union Teplice Lesní Brána ETRM Teplice Jih

Oldřichov

Doly CHT

ČSA

VP Václavice Podhájí

Střekov

Turnov

ČD

Tvrdonice

Holíč

Senica/Zohor

The operating conditions of networks in 2015 and 2025 Detailed analysis of the transmission and 110 kV networks load in the modes of winter maximum in 2015 and 2025 shows that they comply with the required operation conditions as regards the power system. The voltage ration in the transmission network and 110 kV are within required limits. The inspected reliability of the network operation within the monitored period is at sufficient level. If in some cases the operation-technical limits for loading is exceeded, either in full connection scheme or after failure of one network element (N-1 criterion), it usually includes temporary exceeding which has no significant effects and is manageable within the operation. The transformation of the transmission network/110 kV is during the medium term and long term ready to reliably provide the distribution networks supply providing the prepared investment is completed. As regards the security of supply, it is necessary to strengthen the transformation relations of the transmission network/110 kV on permanent basis.


57


Vliv zahraničního obchodu a mezistátních přenosů elektřiny na sítě Mezistátní propojení PS zajišťuje přenosy výkonu vyplývající z obchodních výměn a fyzikálního vyrovnávání toků výkonu v regionu středoevropských elektrizačních soustav. Geografická poloha ČR předurčuje naši ES k tranzitní funkci uvnitř propojených přenosových sítí evropských ES. Tyto úlohy a funkce kladené na naši přenosovou soustavu z hlediska mezistátního propojení a spolupráce v rámci paralelně spolupracujících soustav je možné zajistit i do budoucna za předpokladu regulace obchodních výměn s ohledem na přenosovou schopnost jednotlivých přeshraničních profilů PS. Navíc se přes přenosové sítě ES ČR přenáší značný výkon vyráběný velkými větrnými parky v Německu charakteristický svou proměnnou a nestabilní velikostí. Tyto výkony směřují přes ES ČR jednak do Rakouska, kde se využívají na akumulaci v přečerpávacích vodních elektrárnách, jednak do ES balkánských zemí ke spotřebě. Zvýšené přenosy od větrných elektráren v Německu a Dánsku svým výkonem obsazují kapacity některých profilů a vyvolávají vznik úzkých míst nejen na přeshraničních profilech, ale i ve vnitřní přenosové síti ES ČR, jak je vyznačeno na obr. 35. Jednou z možností, jak tyto nežádoucí vlivy omezit, by byla instalace transformátorů s příčnou regulací (Phase Shifting Transformers) na vybraných hraničních profilech s Německem.

58

The effects of foreign trade and interstate electricity transmissions on the networks The interstate connections of the transmission system carry the power transmissions resulting from the business exchanges and physical balance of the power flows in the Central European power system. The geographical position of the Czech Republic qualifies our power system for a transit function inside the transmission system of European PS. The tasks and functions focused on our transmission system as regards the interstate connections and cooperation within the parallel connected systems can be provided in the future providing the regulation of the business exchanges is in place as regards the transmission ability of individual cross border profiles. Additionally the transmission networks of the Czech Republic power system are used for the transmission of significant power flows produced in large wind parks in Germany and Denmark with typical changeable and fluctuating supply of quite a large volume. The outputs are directed via Czech Republic power system to Austria, where it is used for the accumulation in pumped storage hydroelectric power plants, and to PS in Balkan countries for consumption. The increased transmissions from power plants in Germany and Denmark with its output use capacities of some profiles and evoke the occurrence of bottlenecks in the cross border profiles and in the internal transmission network of the Czech Republic power system, as indicated in the fig. 35. One option to reduce such adverse effects is to install Phase Shifting Transformers in selected border profiles with Germany.


Obr. 35: HLAVNÍ SMĚRY TOKŮ VÝKONŮ VYVOLANÉ VELKOU VÝROBOU VTE V NĚMECKU Fig. 35: The MAIN flows DIRECTIONS at high production from wind power plants in Germany

Větrné elektrárny na severu Německa – velké dodávky Wind power plants in north Germany + P – large output

GE navýše 50Hertz ní • inc re a s e 2000 M W

48 000 MW Pinst VTE Installed capacity WP

navý

šení

2025

• inc

TRANZIT od OZE z Německa RES transit from Germany

reas

PL PSE

e

700

MW

GE TENNET

Kolísavý charakter tranzitu The fluctuating nature of transit – P

SK SEPS

AT APG

redispečink zdrojů, odstavování výroby re-dispatching of sources, production shutdown

+ P + P PVE

přečerpávání Rakousko, Švýcarsko Pumped storage power plants Austria, Switzerland

EKONOMICKÉ FAKTORY ROZVOJE A PROVOZU ES ČR Obnova a rozvoj výrobní základny ES jsou značně náročné na investice s relativně dlouhou dobou návratnosti. Další text se soustřeďuje na investiční náročnost rozvoje výrobní základny ES ČR, tj. na očekávané investice do nových zdrojů elektřiny. Celkové kumulované investice na rozvoj výrobní základny ES za období 2011 až 2040 dosáhnou téměř 500 mld. Kč v rozvojové variantě E1 a téměř 600 mld. Kč v rozvojové variantě E2 (ve stálých cenách roku 2009).

spotřeba v jihovýchodní Evropě Consumption in South East Europe

ECONOMICAL FACTORS OF THE Czech Republic power system DEVELOPMENT The reconstruction and development of PS production base include demanding investment and relatively long return period. The text below focuses on the investment demands for the developing the Czech Republic power system production base, i.e. expected investment in new electricity sources. The total cumulated investment in the production base development between 2011 and 2040 will reach almost 500 billions CZK in development variant E1 and almost 600 billions CZK in development variant E2 (in real prices from 2009).


59


The investment is planned unequally during the development period as indicated in fig. 36. The highest investment costs are expected around 2020, when the construction of Temelín nuclear plant will be completed and investment will be probably required for the new pumped storage hydroelectric power plant with generating capacity around 1,000 MW. During the period after 2025, the expected investment is relatively lower but it is necessary to remember that during this period the development scenarios are quite fuzzy resulting in fuzzy estimate of required investment.

V průběhu rozvojového období jsou investice rozloženy nerovnoměrně, jak ukazuje obr. 36. Nejvyšší investiční náklady se očekávají v období kolem roku 2020, kdy bude probíhat dostavba jaderné elektrárny Temelín a pravděpodobně se bude investovat i do nové přečerpávací vodní elektrárny o instalovaném výkonu kolem 1 000 MW. V období po roce 2025 jsou očekávané investice relativně nižší, ale je nutno mít na paměti, že v tomto období je objektivně vyšší neurčitost rozvojových scénářů, a tudíž i vyšší neurčitost odhadu potřebných investic.

Obr. 36: OČEKÁVANÝ VÝVOJ ROČNÍCH INVESTIC DO NOVÝCH ZDROJŮ ES ČR Fig. 36: EXPECTED DEVELOPMENT OF ANNUAL INVESTMENT IN NEW CR PS SOURCES 2010

Investice do nových zdrojů [mld. Kč] Investment in new sources [bil. CZK]

50

2015

2020

2025

2030

2035

2040

Varianta E1, E1a • Variant E1, E1a Varianta E2, E2a • Variant E2, E2a

40

30

20

10

60


Spotřeba plynu Gas consumption Spotřeba zemního plynu v ČR se na denní úrovni pohybuje v rozpětí od 7 mil. m3 v létě až do 68 mil. m3 v nejstudenějších dnech zimy. Natural gas consumption in the CR at daily level fluctuates from 7 mil. m3 in the summer to 68 mil. m3 in coldest winter days.

PROVOZ A ROZVOJ PLYNÁRENSKÉ SOUSTAVY ČESKÉ REPUBLIKY OPERATION AND DEVELOPMENT OF THE CZECH REPUBLIC GAS SYSTEM

POPIS PLYNÁRENSKÉ SOUSTAVY Uspořádání plynárenské soustavy Pod pojmem plynárenská soustava chápeme funkční celek řady technických zařízení, která slouží k zajištění dodávky plynu z dovozu a tuzemské těžby, jeho přepravě a distribuci a dodávce konečným odběratelům, včetně systémů zajišťujících řízení provozu, měření a obchod s plynem. Představu o vzájemných vazbách dává základní funkční schéma plynárenské soustavy (obr. 37). Přepravní soustava Úkolem přepravní soustavy je zabezpečovat přepravu plynu dodaného na hranice České republiky dále po území státu k předávacím místům do distribučních sítí. Současně zajišťuje dopravu plynu směrem k podzemním zásobníkům. Kromě těchto činností, které směřují k zabezpečení dodávky tuzemským spotřebitelům, zajišťuje přepravní soustava i tranzit plynu dalším zahraničním odběratelům. Tranzit plynu tvoří samostatnou položku ležící mimo bilance české plynárenské soustavy. Přepravní soustava se skládá ze dvou hlavních částí: Tranzitní soustava zajišťuje jak mezinárodní tranzitní přepravu, tak i dodávku pro tuzemské odběratele prostřednictvím předacích stanic do distribučních sítí. Na zahraniční plynárenské soustavy je tranzitní soustava napojena hraničními předávacími stanicemi (HPS). Pohyb plynu a udržení potřebného tlaku v soustavě, včetně zajištění tlaků na předávacích místech vůči zahraničním partnerům, zajišťují kompresní stanice (KS).

62

THE DECRIPTION OF THE CZECH REPUBLIC GAS SYSTEM The organization of the gas system The gas network is a function unit of a number of technical devices, which is used for providing the gas sources from import and domestic extraction, its transport and distribution and delivery to the end consumers, including the systems providing the operation control, measuring, and gas trade. The overview of mutual relations is shown in the operational scheme of the gas system (fig. 37). The transport system The task of the transport system is to provide the gas transport supplied to the Czech Republic border, then inside the state to the delivery locations into the distribution systems. At the same time, it provides gas transport to the underground storage facilities. Additionally to the activities which aim to provide the supply to the domestic consumers, the transport system provides the gas transit to further foreign consumers. Gas transit forms an independent item outside the Czech gas system balance. The transport system comprises of two main parts: Transit system provides both international transit transport and the supply for domestic consumers by means of delivery stations into the distribution systems. The transit systém is connected to the foreign gas networks by means of cross-border delivery stations (BDS). The compression stations (CS) provide gas flow and maintenance of required pressure in the system, including the provision of pressures in the delivery locations as regards the foreign partners.


Obr. 37: ZÁKLADNÍ FUNKČNÍ SCHÉMA ČESKÉ PLYNÁRENSKÉ SOUSTAVY Fig. 37: BASIC OPERATIONAL SCHEME OF CZECH GAS SYSTEM

Přepravní soustava Transmission system (PS • TS) (NET4GAS, s. r. o.)

Zahraniční přepravní soustavy • Foreign transmission systems

Zahraniční přepravní soustavy • Foreign transmission systems

tranzit transit dovoz import

Podzemní zásobníky plynu pronajaté v zahraničí Underground Gas Storage leased abroad

hraniční předávací stanice • Border delivery station

hraniční předávací stanice • Border delivery station

Tranzitní soustava Transit system

Vnitrostátní přepravní soustava National transmission system

vnitrostátní předávací stanice domestic delivery stations

– VVTL plynovody • VHP gas pipelines – kompresní stanice • compressor stations – rozdělovací uzly • distribution nodes – trasové uzávěry • block-valve station

– VVTL plynovody • VHP gas pipelines – rozdělovací uzly • distribution nodes – trasové uzávěry • block-valve station

předávací stanice z PS do DS • delivery stations from TS to DS

vtláčení Injection

Podzemní zásobníky plynu • Underground Gas Storage

těžba Withdrawal Přímí odběratelé z PS • Customers with a direct delivery from TS

předávací stanice z PS do DS • delivery stations from TS to DS

Distribuční soustavy Distribution systems (DS) VTL, STL, NTL plynovody • high, medium and low pressure gas pipelines

RWE GasNet

VČP Net

SMP Net

JMP Net

PP distribuce

lokální distribuce local distribution

E.ON distribuce

předávací místa mezi jednotlivými DS Delivery points between individual DS – běžná • operational – záložní • reserves – havarijní • emergency

odběrná místa konečných zákazníků • Take-off points of end customers

hraniční předávací místa v DS • border delivery points in DS

zahraniční distribuční soustavy • foreign distribution systems

předávací místa výroben plynu • delivery points of gas plants

výrobny plynu (tuzemská těžba) gas plants (domestic extraction)

Koneční zákazníci End customers

velkoodběratelé large customers (VO • LC)

střední odběratelé medium customers (SO • MC)

maloodběratelé small customers (MO • SC)

domácnosti households (DOM • HOU)

Vnitrostátní přepravní soustava zajišťuje hlavní toky směrem z tranzitní soustavy do regionů. V 6 stanicích je propojena s tranzitní soustavou – v těchto stanicích je zajišťována dodávka do vnitrostátní přepravní soustavy. Na vnitrostátní přepravní soustavu jsou napojeny všechny podzemní zásobníky plynu.

Domestic transport system provides the main flows from the transit system to the regions. It is connected with the transit system in 6 stations – the stations provide the delivery to the domestic transport system. All underground gas storage facilities are connected to the domestic transport system.

Z přepravní soustavy je dodáván zemní plyn do distribučních sítí, a to v předávacích stanicích. Tyto stanice jsou jak na tranzitní soustavě, tak na vnitrostátní přepravní soustavě; celkem se jedná o desítky předávacích míst.

Natural gas is delivered from the transport system into the distribution networks in the delivery stations. The stations are placed in the transit system and in the domestic transport system; the total includes dozens of delivery locations.


63


Distribuční soustavy Distribuční soustavy zajišťují rozvod plynu v rámci jednotlivých regionů až ke koncovým odběratelům. Na úrovni distribučních sítí již nejsou kompresní stanice, do distribučních sítí rovněž nejsou připojeny podzemní zásobníky plynu. Do distribučních sítí jsou připojena lokální ložiska těžby zemního plynu. Jednotlivé regionální distribuční sítě jsou navzájem propojeny v několika vybraných bodech. Distribuční soustavy jsou propojeny i s některými zahraničními plynárenskými distribučními soustavami. Jedná se o propoje lokálního charakteru, které mají význam pro místní dodávky.

Distribution systems Distribution systems provide the gas distribution within individual regions to the end consumers. The compression stations are not at the level of distribution systems, and there are no underground gas storage facilities connected to the distribution systems. Local deposits of natural gas are connected to the distribution networks. Individual regional distribution networks are mutually connected in several selected points. The distribution networks are connected with some foreign gas industry distribution systems. It includes the connections of local character, which are significant for local supplies.

Podzemní zásobníky plynu (PZP) Podzemní zásobníky plynu jsou určeny zejména k vyrovnávání mezisezonních změn ve spotřebě plynu a k zajištění bezpečnosti soustavy v případě významnějších výpadků v dodávkách. Česká plynárenská soustava disponuje relativně velkým objemem zásobníků, přesto je snaha o jeho navyšování. Nevýhodou je geograficky jednostranná lokalizace – jsou převážně na jižní a severní Moravě.

Underground gas storage facilities (UGS) Underground gas storage facilities are designed particularly for balancing the inter-seasonal changes in gas consumption, and for providing the system security in cases of more serious failures in supplies. Czech gas network has available relatively large volume of storage facilities; nevertheless there is an aim to increase it. The disadvantage is the geographically one sided localization – they are mostly in South and North Moravia.

Odběrná místa konečných zákazníků Z distribučních soustav je zemní plyn dodáván konečným zákazníkům (odběratelům). Samotná odběrná místa se již dle zákonných definic nepovažují za plynárenská zařízení; distribuční soustava tak v podstatě „končí“ měřicím zařízením.

The delivery terminals of end consumers Natural gas is delivered to the end clients (consumers) from distribution systems. The delivery terminals are not considered gas industry devices as per the legal definitions; the distribution system basically ‘ends’ with the measuring devices.

Výrobny plynu (tuzemská těžba) V podmínkách české plynárenské soustavy zajišťuje tuzemská těžba plynu jen malou část spotřeby. Ložiska plynu jsou rozptýlena v řadě lokalit na jižní Moravě (vazba na ložiska ropy – tzv. zemní plyn naftový) a pak na severní Moravě (vazba na sloje černého uhlí – tzv. zemní plyn karbonský). Vzhledem k rozsahu těžby je plyn dodáván jen do distribučních sítí.

Gas production plants (domestic extraction) Domestic gas extraction provides only small part of gas consumption within the conditions of Czech gas network. Gas deposits are placed in several locations in South Moravia (connection to oil deposits – so called oil natural gas) and North Moravia (relation to black coal seams – so called carbon natural gas). Due to the extraction scope, natural gas is delivered only to the distribution system.

Přehled hlavních uzlových bodů plynárenských sítí Hlavním typem uzlových bodů jsou tzv. předávací stanice (PS), kde současně většinou dochází k redukci provozních tlaků na úroveň odběrů. Tyto stanice jsou umístěny zejména na rozhraní přepravní soustavy a jednotlivých distribučních sítí (regionálních), dále uvnitř přepravní soustavy mezi tranzitním a vnitrostátním systémem a také mezi distribučními soustavami navzájem. Z technického pohledu jsou

The review of main nodes of gas networks The main type of nodes are so called delivery stations (DS), where the operating pressures are usually reduced to the level of consumers. These stations are located particularly at the borderline of the transport system and individual distribution systems (regional), and inside the transport system between the transit and domestic system, and also mutually between the distribution systems. As regards the technical point of view, the

64


stanice charakterizovány výkonovými kapacitami (obvykle v m3/hod.) a provozními tlaky.

stations are specified by means of capacities (usually m3/ hour) and operating pressures.

Zapojení české plynárenské soustavy v evropském kontextu je patrné z uvedeného obr. 38, který zobrazuje trasy hlavních evropských plynovodů.

The connection of the Czech Republic gas network within European context is available in fig. 38, which displays the route of major European gas pipelines.

Obr. 38: SCHEMATICKÉ ZOBRAZENÍ TRAS HLAVNÍCH EVROPSKÝCH PLYNOVODŮ Fig. 38: MAJOR GAS PIPELINES IN EUROPE Riga Moskva

Vilnius

Copenhagen

ložiska těžby plynu gas sources

Minsk

Dublin

Warsaw

Berlin

London

LNG terminály • LNG terminals

Kyjev

Amsterdam Brussels Praha Paris

Wien

Kisinev

Bratislava Budapest

Bern Ljublana

Zagreb Beograd

Bucharest

Sarajevo Sofia

Istambul

Rome Madrid

Tirana

Skopje

Lisboa

Athena

Stav k 6/2010 Status as of June 2010

ZDROJE ZEMNÍHO PLYNU

natural gas sources

Česká republika nemá významná ložiska zemního plynu. Tuzemská těžba zahrnuje zemní plyn naftový, vázaný na ložiska ropy, těžený především na jižní Moravě, a zemní plyn karbonský, vázaný na ložiska černého uhlí na severní Moravě, získávaný buď z důlní, nebo povrchové degazace. Těžba na jižní Moravě, tedy převážně těžba skupiny MND Hodonín, se v ročním objemu pohybuje v posledních letech kolem 100 mil. m3. Představuje tak zhruba 1 % celkové spotřeby České republiky. S ohledem na dostupné roční množství zemního plynu z tuzemské těžby bude Česká republika i v budoucnu prakticky zcela odkázána na dovoz zemního plynu ze zahraničí.

The Czech Republic does not have any significant deposits of natural gas. Domestic extraction includes oil natural gas, related to the oil deposits, excavated particularly in South Moravia, and carbon natural gas, related to the black coal deposits in North Moravia, excavated from the mine or surface degasification. Extraction in South Moravia, particularly the group MND Hodonín, has recently been about 100 mil. m3 annually. It represents approximately 1% of total Czech Republic consumption. Considering the available annual amount of natural gas from domestic extraction, the Czech Republic will be dependant on import of natural gas from abroad.


65


Velikost zásob plynu je obvykle udávána jako poměr těžby a zdrojů. Světové zásoby plynu dosáhly koncem roku 2006 181,5 bil. m3. Jsou tak o 12 % vyšší, než byly v roce 2000, životnost zásob v roce 2006 činila přes 60 let. Z hlediska EU je situace příznivá, pokud jde o zásoby plynu: Více než 70 % světových zásob plynu je v dosahu EU, z těchto ložisek je vybudována infrastruktura pro dopravu plynu do EU. Obava, že nebude dostatek zdrojů plynu, se rozplynula. Volný je potrubní plyn, ale zejména LNG (většinou z málo rizikových oblastí). Nabízejí se i nekonvenční zdroje plynu (na komerční úrovni v USA, velká ložiska jsou avizována i v Evropě). Jedná se zejména o těžbu z břidlic a o plyn z uhelných slojí. I když je Rusko největším dodavatelem, není podíl Ruska na dodávkách plynu do EU jako celku rozhodující (pro EU je to čtvrtina její celkové spotřeby), do budoucna lze očekávat výrazně rychlejší nárůst dodávek LNG než ruského potrubního plynu. Rozložení zásob plynu ve světě je patrné z tab. 6. Na obr. 39 jsou znázorněny ověřené zásoby plynu v zemích exportujících do Evropy.

The gas deposit size is usually specified as a ratio of extraction and sources. The world gas deposits reached 181.5 trillion m3 in 2006. It is 12% more than in 2000; the service life of the deposits was over 60 years in 2006. As regards gas storage and the EU, the situation is positive: Over 70% of world gas deposits are within EU reach, the infrastructure for transporting gas to EU is constructed from the deposits. Concern that gas deposits will be insufficient, was unjustified. The pipe gas is available, but particularly LNG (mostly from low risk areas). There are non-conventional gas sources (at commercial level in the USA, large deposits are reported also in Europe). It includes particularly extraction from slate and gas from coals seams. Even though Russia is the largest supplier, the share of Russia in gas supplies to the EU is not critical (it is a quarter of total consumption in the EU), in the future we can expect significantly faster growth in LNG supplies than from the Russian pipe gas. The gas deposits’ layout worldwide is specified in tab. 6. Fig. 39 displays the verified gas deposits in countries which export to Europe.

Tab. 6: Rozložení zásob plynu [bil. m3] ve světě – STÁTY S NEJVĚTŠÍMI ZÁSOBAMI Tab. 6: STATES WITH THE BIGGEST DEPOSITS OF NG IN THE WORLD Země • Country

Zásoby plynu [bil. m3]

Podíl na světových zásobách

Rusko • Russia

44

23 %

Irán • Iran

30

15 %

Katar • Katar

25

13 %

Turkmenistán • Turkmenistan

8

4%

Saudská Arábie • Saudi Arabia

8

4%

USA • USA

7

3%

Spojené Arabské Emiráty • United Arab Emirates

6

3%

Venezuela • Venezuela

6

3%

Nigérie • Nigeria

5

3%

Alžír • Algeria

5

2%

Irák • Iraq

3

2%

50

25 %

Ostatní • Other

66

Gas deposits [trill. m3]


Share of world deposits

Obr. 39: Ověřené zásoby ZP v zemích exportujících do Evropy k 31. 12. 2009 dle BP Fig. 39: PROVEN NG RESERVES IN COUNTRIES EXPORTING TO EUROPE AS OF 31/12/2009 ACCORDING TO BP Prověřené zásoby v bil. m3 Proven reserves in trill. m3

RUSKO RUSSIA 44,38

2,1 LNG

0,3 1,1

0,1 0,1 0,1 LNG

LNG

STŘEDNÍ VÝCHOD MIDDLE EAST 76,18

LNG

ALŽÍRSKO ALGERIA 4,5

1,5

Analýza přepravních tras zemního plynu do České republiky Kapacita přepravního systému České republiky je dostatečná pro krytí současné spotřeby plynu i pro zvýšení toku plynu ve směru východ–západ i západ–východ. V důsledku přesměrování tranzitu plynu mimo Českou republiku vzniká volná kapacita 13 mld. m3 (na Jamal) + 13 mld. m3 (na Nord Stream). Propojení sever–jih napříč střední a jihovýchodní Evropou budou z úrovně EU finančně podporována, tj. v České republice teoreticky i projekty plynovodu Mozart anebo plynovod sever–jih RWE s propojením z Rakouska až po Polsko. Po zprovoznění plynovodu Nord Stream by měla být zcela eliminována rizika nedodávky plynu přes Ukrajinu. Pro eliminaci rizika nedodávky ruského plynu však chybí projekt diverzifikace zdrojů plynu. Je nutné, aby byl realizován buď projekt Nabucco, nebo regionální projekt sever–jih, který by propojil polské a chorvatské LNG terminály.

The analysis of natural gas transport routes to the Czech Republic The transport system capacity of the Czech Republic is sufficient for covering the current gas consumption and for increasing the gas flow in direction east–west and west–east. Due to the gas transit re-direction outside the Czech Republic, there is a free capacity of 13 billion m3 (to Jamal) + 13 billion m3 (to Nord Stream). The connection north–south across central and south east Europe will be financially supported from the EU level, i.e. theoretically the Mozart gas line project in the Czech Republic and the gas line north–south RWE connected from Austria to Poland. Upon commissioning the gas line Nord Stream, the risks of failure in gas supplies via Ukraine should be completely eliminated. The project for diversifying gas sources is required in order to eliminate the risks of failures in Russian gas supplies. It is necessary to complete Nabucco project, or regional project north–south, which would connect the Polish and Croatian LNG terminals.


67


Velké projekty celoevropského významu

Large projects of Paneuropean significance

NORD STREAM Dne 3. 7. 2010 začalo pokládání první linie a 16. 7. 2010 druhé linie plynovodu. Výstavba první linie má být dokončena v roce 2014. Kapacita: 55 mld. m3 ročně, délka: 1 220 km. Odběratelé: Německo, Francie, Velká Británie, Dánsko, Belgie, Nizozemsko.

NORD STREAM 3. 7. 2010, the first line laying commenced, and on 16. 7. 2010 the second gas line laying commenced. The first line construction should be completed in 2014. Capacity: 55 billion m3 annually, length: 1,220 km. Customers: Germany, France, Great Britain, Denmark, Belgium, Netherlands.

SOUTH STREAM Termín zahájení výstavby v roce 2010, zprovoznění asi rok 2015. Projekty Nord Stream a South Stream představují projekty pro diverzifikaci tras plynu.

SOUTH STREAM The construction commencement deadline is in 2010, commissioning probably in 2015. Projects Nord Stream and South Stream represent the projects for diversifying the gas routes.

NABUCCO Termín zprovoznění: 2014 Je obava, zda realizace Nabucca bude reálná po podpisu smlouvy o dodávkách turkmenského plynu do Číny. Katar zastavil projekty LNG a zvažuje výstavbu plynovodu s případným napojením na Nabucco. Projekt Nabucco představuje diverzifikaci zdrojů plynu.

NABUCCO Commissioning deadline: 2014 There is a concern whether the completion of Nabucco is realistic upon signing the contract on supplies of Turkmenistan gas to China. Qatar stopped the LNG projects and considers the construction of gas line with potential connection to Nabucco. Project Nabucco represents the diversification of gas sources.

Tab. 7: Investiční náklady projektů celoevropského významu s dosahem do střední Evropy Tab. 7: Investment costs for projects of Paneuropean significance with central Europe reach

Projekt • Project

Investice [mld. USD]

Kapacita [mld. m3/rok]

Investment [billion USD]

Capacity [billion m3/year]

Nord Stream

9,8

55

South Stream

20

30

Nabucco

12

30

Pokles poptávky po ruském plynu brzdí rozvoj všech výše uvedených projektů. Schéma cílové diverzifikace plynových zdrojů pro Evropu v roce 2020 je uvedeno na obr. 40.

68

The drop in Russian gas demand slows down the development of all above specified projects. The scheme of target diversification of gas sources for Europe in 2020 is specified in fig. 40.


Obr. 40: Schéma cílové diverzifikace plynových zdrojů pro Evropu v roce 2020 Fig. 40: TARGET DIVERSIFICATION OF NATURAL GAS SOURCES FOR EUROPE IN 2020

SEVERNÍ MOŘE NORTH SEA 27,5 %

RUSKO RUSSIA 27,5 %

LNG 10–20 %

KASPICKÝ REGION A STŘEDNÍ VÝCHOD CASPIC REGION AND MIDDLE EAST 10–15 %

SEVERNÍ AFRIKA NORTH AFRICA 10–15 %

Projekt reverzních toků plynu V současnosti jsou hlavní zásobovací toky plynu jasné, hledají se ale alternativy, které by umožnily v případě problémů zásobování jinými plynovody. K této situaci (zcela obrácené toky zemního plynu celou tranzitní plynárenskou soustavou ČR) již jednou došlo – v lednu 2009 jako následek problémů s tranzitem plynu přes Ukrajinu.

Project for enabling reverse gas flows Currently there are clear main gas supply flows, but there is a requirement to find alternatives, which would enable the supply from other gas lines in case of problems. This situation (completely reverse flows of natural gas through the whole transit gas line system in the CR) – occurred before in January 2009 as a result of gas transit related problems via Ukraine.

Konkrétní hlavní směry zásobování evropských zemí byly uvedeny na obr. 4. Je patrné, že plyn teče z východu, jihu i severu. Snahou EU je pro zvýšení bezpečnosti zabezpečit tok plynu i ze západu na východ. Reverzní toky plynu přes Českou republiku jsou uvedeny na následujícím obr. 41. Zvýrazněny jsou ty plynárenské uzly, které jsou rozhodující pro případné úpravy plynárenského systému.

The specific main directions of supply to the European countries were specified in figure 15. It is noticeable that gas flows from the east, south, and north. The EU aims to provide the gas flow from west to east in order to increase the security. Reverse gas flows via the Czech Republic are specified in fig. 41. The gas industry nodes crucial for potential adjustments of the gas network are highlighted.


69


Obr. 41: REVERZNÍ TOKY PLYNU V ČESKÉ REPUBLICE – ROZHODUJÍCÍ UZLY SOUSTAVY Fig. 41: REVERSE GAS FLOWS IN THE CZECH REPUBLIC – KEY NETWORK NODES HPS • BDS Hora Svaté Kateřiny Olbernhau - Sayda

GE

rozdělovací uzel distribution node Hospozín

Hora Sv. Kateřiny

Bylany I. a II.

PL

rozdělovacíuzel Hospozín

Chystaná výstavba plynovodu GAZELA

KS • CS Kouřim

Krupá

od ov yn í pl itn nz tra Limuzy

Horní Hradiště (Mladotice)

budoucí HPS Cieszyn a napojení PZP Třanovice future BDS Ciezsyn and connection of UGS Třanovice

Kouřim

tra

nzitn

Přimda

í pl

Sviňomazy 1a2

ynov

od

Bor Háje Olešná

Vrbice rozdělovací uzel Rozvadov

tranzi

tní ply

rozdělovací uzel distribution node Malešovice

KS • CS Kralice

Bělá nad Radbuzou Nedanice

novod

Třanovice

Štramberk

Strážovice

Žíšov

HPS • BDS Waidhaus rozdělovací uzel • distribution node Rozvadov

Zvěrkovice

Lodhéřov

Kralice

Veselí n. Luž

tra

nz

KS • CS Veselí nad Lužnicí

itn

í pl

yn

Uhřice

ov

od

Hostim

Hrušky

Uherčice

SK

Tvrdonice

Dolní Dunajovice

KS • CS Hostim

AT

Břeclav

Mokrý Háj

Lanžhot Plavecký Peter

KS • CS Břeclav HPS • BDS Lanžhot

KS • CS Mokrý Háj

KS • CS = kompresní stanice • compression station HPS • BDS = hraniční předávací stanice • border delivery station PZP • UGS = podzemní zásobník plynu • underground gas storage

Láb 4

Zhodnocení možností opatřování plynu systémem zkapalněného zemního plynu (LNG) Projekty na výstavbu LNG terminálů realizovaných v období 2008–2015 by měly zvýšit současnou kapacitu LNG ve světě z 200 na 300 mld. m3/rok. Problémem do počátku krize byl rychlejší nárůst výstavby odpařovacích terminálů (poptávka po LNG) nad výstavbou zkapalňovacích terminálů (těžba). LNG exportovalo v roce 2006 celkem 12 států. Nejvíce rozvíjejí těžbu Katar, Austrálie a Indonésie.

The evaluation of options of gas provision by means of liquefied natural gas system (LNG) The projects for constructing LNG terminals with completion deadline during 2008–2015 should increase the current LNG capacity worldwide from 200 to 300 bil. m3/year. The problem before the beginning of the crises was faster growth of construction evaporative terminals (LNG demand) over the construction of liquefied terminals (extraction). The total of 12 states exported LNG in 2006. Qatar, Australia, and Indonesia keep developing the extraction the most.

Projekty LNG jsou z dlouhodobého pohledu využitelné i pro zásobování ČR. Rozmístění existujících, budovaných i zamýšlených LNG terminálů v Evropě je zřejmé z následujícího obr. 42.

The LNG projects as regards long term outlook are usable for supplies to the CR. The location of the existing, under construction, and planned LNG terminals in Europe is displayed in fig. 42.

70


Obr. 42: UMÍSTĚNÍ LNG terminálŮ v Evropě Fig. 42: LNG TERMINALS IN EUROPE terminály stávající • existing LNG terminals terminály ve výstavbě • terminals under construction

Teeside Lithuania Barrow-in-Furness Wilhelmshaven Shannon Canvey Is. Anglesey Gdansk Eemshaven (2) Świnoujście Miford Haven (2) Rotterdam Isle of Grain Zeebrugge Lithuania Dunkerque Montoir Gijon Galicia

Le Havre

Le Verdon

Trieste Panigaglia

Bilbao

Huelva

Barcelona Sagunto Cartagena

Croatia (Omišalj) Rovigo

Fos/Fos II Sines

terminály navrhované • terminals planned

Livorno (2) Agrigento

Brindisi

Marmara Albania (Fier)

Taranto Calabria Syracuse

Morocco

Aliaga Revithoussa Cyprus Israel

Canary Is.

LNG se převáží po silnici a železnici obdobně jako nafta, benzin nebo propan-butan. Ve velkém měřítku se dopravuje loděmi. Dovoz do České republiky je možný ihned pomocí kontejnerů v silniční nebo železniční dopravě. Ve střednědobém horizontu také cisternovými loděmi. Další alternativou je zkapalňování ZP přímo v České republice (využití v obdobích deficitu).

USKLADŇOVÁNÍ PLYNU V PODZEMNÍCH ZÁSOBNÍCÍCH Při provozu plynárenské soustavy je nutno vyrovnávat průběh spotřeby ve vztahu ke zdrojům dodávek plynu. Vzhledem k relativně vyrovnanému dovozu plynu v průběhu roku a značnému poklesu spotřeby v období letních měsíců potřebuje soustava nástroj, který je schopen vyrovnávat zejména sezonní změny, částečně pak i změny denní. Tuto funkci plní zásobníky plynu, které jsou budovány vesměs jako podzemní objekty, a to jak v podobě využívání geologických struktur, tak v podobě uměle budovaných zařízení. Standardně se používá označení podzemní zásobníky plynu (PZP).

LNG is transported on roads and railway similarly to oil, petrol, or propane-butane. It is largely transported on ships. The import to the Czech Republic is possible immediately by means of containers within road and railway transport. The medium term period should include ship transport. Another alternative is liquefying natural gas directly in the Czech Republic (use during the deficit periods).

underground gas storage facilities It is necessary to balance the consumption procedure in relation to gas supply sources during the operation of gas network. Due to the relatively balanced gas import during the year and significant reduction of consumption during summer months, the system requires a tool, which can balance particularly the seasonal changes, particularly the daily changes. Such function is provided by the gas storage facilities, which are mostly constructed as underground facilities, by means of utilizing the geological structures and also artificially constructed facilities. The standard used term is underground gas storage facilities (UGS).


71


Základní přehled a popis zásobníků v České republice Zásobníky ložiskového typu, založené buď na využívání bývalých vytěžených ložisek ropy a plynu, nebo jde o struktury vázané na ložiska černého uhlí. Zásobníky aquiferového typu, u nichž se rovněž jedná o geologické struktury. Jde o podzemní zavodněné vrstvy, kde uskladněný plyn vytlačuje původní objem vody. Zásobníky kavernového typu, kde se jedná o podzemní prostory buď v místech dřívější těžby soli, uhlí nebo jiných materiálů, nebo o prostory vybudované cíleně hornickým způsobem ve skalních masivech. Současná kapacita podzemních zásobníků plynu, které může česká plynárenská soustava využívat, je 3 151 mil. m3, přičemž tento údaj zahrnuje i kapacitu zásobníku Láb pronajatého na Slovensku. Geografické umístění stávajících i plánovaných zásobníků (všechny plánované projekty v maximálním rozsahu) je uvedeno na obr. 43.

The basic review and description of storage facilities in the Czech Republic The deposit type storage facilities based on the use of former excavated oil and gas locations, or it includes structures related to black coal deposits. The aquifer type storage facilities which are in geological structures. It includes underground flooded layers where stored gas forces the original water volume up. The cavern type storage facilities which include underground areas in locations of former salt, coal, and other material extraction, or ingrown areas planned and constructed by means of extraction method in rocks. Current capacity of underground gas storage facilities that can be used by the Czech Republic gas system is 3,151 mil. m3 including Láb gas storage rented in Slovakia. The geographic location of the existing and planned storage facilities is specified in fig. 43.

Obr. 43: Geografické umístění podzemních zásobníků plynu (stav v roce 2010 a výhled při realizaci všech známých záměrů v maximálním předpokládaném rozsahu) Fig. 43: Geographic location of the existing and planned storage facilities (status as of 2010; outlook for all known projects realization in maximum supposed size)

GE

Stávající zásobníky • Existing underground gas storages

PL

HPS • BDS Hora Sv. Kateřiny

Stávající zásobníky s plánovaným rozšířením • Existing UGS with planned extension Nově budované zásobníky Underground gas storages under construction Ložiskové zásobníky • Depleted gas/oil field storage

KS • CS Kouřim HPS • BDS Waidhaus

Kavernové zásobníky • Cavern storage

Háje Dolní Rožínka

Lobodice

Okrouhlá Radouň KS • CS Veselí n. Luž.

KS • CS Kralice KS • CS Hostim

AT

72

Třanovice Štramberk

Kompresní stanice (KS) Compression station (CS)

Dambořice Uhřice

Dolní Dunajovice Břeclav

Dolní Bojanovice Tvrdonice

HPS • BDS Lanžhot KS • CS Břeclav

Aquiferové zásobníky • Aquifer type storage

Hraniční předávací stanice (HPS) Border delivery station (BDS)

SK

Tranzitní soustava • Gas transit system Vnitrostátní přepravní soustava National gas transmission system


Roční kapacita zásobníků v České republice se mezi roky 1996–2009 zvýšila o 50 %, denní výkon ale o více než trojnásobek. Tím RWE zachytil světový trend, který směřuje právě ke zvyšování denního těžitelného výkonu. Zásobníky RWE jsou tak výrazně kvalitnější a spolehlivější, než jsou zásobníky v dalších státech, jako jsou Slovensko, Maďarsko, Polsko, Rumunsko nebo Bulharsko.

Annual capacity of the storage facilities in the Czech Republic increased by 50% between 1996 and 2009, daily output increased tripled. RWE followed a general trend aiming to increase the daily output which can be excavated. RWE storage facilities are thus of higher quality and more reliable than storage facilities in other states, such as Slovakia, Hungary, Poland, Romania, and Bulgaria.

Odhad budoucího navyšování kapacity skladovacího objemu v České republice Výstavba zásobníků a rozšiřování jejich kapacity na území České republiky budou finančně stimulovány z úrovně EU ve výši 35 mil. EUR. Jde o cílenou podporu, jejímž cílem je, aby zásobníky pokrývaly 90denní spotřebu jednotlivých zemí, přičemž se jedná o průměr za EU. V České republice plánují výstavbu nových kapacit celkem čtyři firmy, přičemž projekty jsou v různém stadiu rozpracovanosti: RWE Gas Storage plánuje dle oficiálně zveřejněných údajů zprovoznit během 5 let novou kapacitu v rozsahu 675 mil. m3 (intenzifikace zásobníků Třanovice a Tvrdonice). MND Gas Storage plánuje výstavbu PZP Dambořice (300–600 mil. m3). Současně se počítá s rozšířením kapacity stávajícího zásobníku Uhřice (ze 180 na 230 mil. m3 v roce 2012). Skupina Petra Lamicha – LAMA (Česká naftařská společnost) plánuje výstavbu PZP v blízkosti Břeclavi s kapacitou cca 100 mil. m3 (dle některých zdrojů až 200 mil. m3). Společnost Česká plynárenská, která dováží do České republiky norský plyn, hodlá vybudovat zásobníky zemního plynu kavernového typu s kapacitou 400 až 500 mil. m3 (Okrouhlá Radouň a uranové doly Rožná v Dolní Rožínce). Výstavba zásobníku v Dolní Rožínce (až 2 kaverny) je z obou zmiňovaných lokalit více pravděpodobná. Předpokládaná kapacita je 200 až 300 mil. m3, v první etapě 180 mil. m3.

The estimate of future capacity increase of storage volume in the Czech Republic The construction of storage facilities and extension of their capacity in the Czech Republic will be financially stimulated by the EU at 35 million EUR. It is a target support aiming to provide the cover of 90 days supply of individual countries from the storage facilities, whereas it includes the average for the EU. The total of four companies plan the construction of new capacities, and the projects are in various processing stages: RWE Gas Storage according to officially published data plan to commission new capacityof 675 mil. m3 within 5 years (intensification of storage facilities Třanovice and Tvrdonice). MND Gas Storage plan to construct UGS Dambořice (300-600 mil. m3). The plan also includes the extension of capacity in the existing storage facility Uhřice (from 180 to 230 million m3 in 2012). Petr Lamich group – LAMA (Česká naftařská společnost) plans the construction of UGS near Břeclav with capacity approximately 100 million m3 (according to some sources up to 200 mil. m3). Česká plynárenská, which imports Norwegian gas to the Czech Republic plans to construct natural gas storage facilities of cavern type with capacity 400 to 500 million m3 (Okrouhlá Radouň and uranium mines Rožná – Dolní Rožínka). The construction of storage facility in Dolní Rožínka (up to 2 caverns considered) is more likely as regards both locations. The expected capacity is 200 to 300 million m3, during the first stage 180 mil. m3.

Lze předpokládat, že reálné zvýšení kapacity bude max. o 0,9 mld. m3, neboť realizace některých projektů je méně pravděpodobná. Česká republika by tak v současné době vytvořila skladovací kapacitu ve výši téměř poloviny roční spotřeby plynu, tj. na jedné z nejvyšších úrovní v rámci států Evropské unie.

It can be expected that real capacity increase will be maximum by 0.9 billion m3, because some projects are less likely to be implemented. The Czech Republic would currently form a storage capacity at almost half of annually gas consumption, i.e. one of the highest levels within the EU states.


73


Diagram spotřeby plynu v České republice Spotřeba zemního plynu v ČR se na denní úrovni pohybuje v rozpětí od 7 mil. m3 v létě až do 68 mil. m3 v nejstudenějších dnech zimy. Dovoz plynu je v denní úrovni relativně rovnoměrný v průběhu celého roku a dosahuje objemů 25 až 30 mil. m3. Tuto disproporci řeší uskladňování plynu v zásobnících. Relaci mezi tuzemskou spotřebou plynu, dovozem a činností zásobníků dokumentuje obr. 44. V zimních obdobích kryje disproporci mezi dovozem a spotřebou čerpání ze zásobníků a v letních měsících je přebytek plynu z dovozu do zásobníků ukládán. Velmi dobře je patrná situace v lednu 2009, kdy při krizi v rusko-ukrajinských vztazích byl dovoz omezen a při relativně vysoké spotřebě výrazně narostlo čerpání ze zásobníků.

Diagram of gas consumption in the Czech Republic Natural gas consumption in the CR at daily level fluctuates from 7 mil. m3 in the summer to 68 mil. m3 in coldest winter days. Gas import is relatively steady on daily level during the whole year and reaches volumes from 25 to 30 million m3. The disproportion is resolved by means of storing gas in storage facilities. The relation between domestic gas consumption, import, and activities of the storage facilities is documented in fig. 44. The disproportion between import and consumption during winter is covered by the storage facilities, and the excess gas from import during summer is stored in the storage facilities. The situation in January 2009 is well noticeable on figure, when the import was reduced during the crisis of Russian – Ukrainian relations, and the pumping from the storage facilities grew significantly during relatively high consumption.

Obr. 44: SPOTŘEBA, TĚŽBA A USKLADŇOVÁNÍ ZEMNÍHO PLYNU V OBDOBÍ 2007 AŽ 2010 Fig. 44: CONSUMPTION, EXTRACTION AND STORAGE OF NATURAL GAS IN THE PERIOD 2007–2010 2007

1 400

2008

2009

2010

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Spotřeba • Consumption

1 200

Čerpání z PZP • Withdrawal from UGS

1 000

Vtláčení do PZP • Injection in UGS

800

Dovoz + těžba • Import + extraction

mil. m3

600 400 200 0 -200 -400 -600 -800

BILANCE PLYNÁRENSKÉ SOUSTAVY

GAS NETWORK BALANCE

Základní konstrukce bilance Plynárenské bilance jsou specifické zejména díky existenci zásobníků. Podstatná je také rozhodující část „zdrojové“ strany – v podmínkách české plynárenské soustavy je převažující dovoz plynu nad tuzemskou těžbou; její rozsah je z celkového pohledu nepatrný. Toto vše pak plynárenské bilance významně odlišuje od bilancí elektřiny, kde je principiálně odlišná struktura výrobní části s převažující vlastní výrobou z tuzemských zdrojů.

Basic construction of the balance The gas industry balances are specific particularly for the existence of the storage facilities. A significant matter is the crucial ‘source’ part – gas import prevails under domestic extraction, which is insignificant in scope, under the conditions of the Czech gas network. The gas industry varies significantly from electricity balances, where the structure of the production part principally differs due to predominantly domestic production from domestic sources.

74


The organization of gas network balance is specified in graph in fig. 45. The arrows symbolically indicate the gradual composition of individual balance items (positive and negative values).

Uspořádání bilance plynárenské soustavy je graficky vyjádřeno na obr. 45. Šipkami je symbolicky vyznačeno postupné skládání jednotlivých složek bilance (kladné a záporné hodnoty).

Obr. 45: ZÁKLADNÍ USPOŘÁDÁNÍ POLOŽEK PLYNÁRENSKÉ BILANCE Fig. 45: THE organization of gas network balance

Zdrojová část • Sources part spotřeba přepravce Gas consumption in transportation

Spotřební část Consumption part

vývoz distribučními soustavami Export through distribution networks těžba ze zásobníků Withdrawal from gas storage facilities

vývoz přepravní soustavou Export through the transmission network těžba ze zásobníků • Withdrawal from gas storage facilities

tuzemská těžba Domestic extraction dovoz distribučními soustavami Import through distribution networks

spotřeba ve významných LDS • Gas consumption in major LDC bilanční rozdíl Balancing item

Rozdíl bilance (+) nebo (-) Total balance (+) or (-)

domácnosti Households

maloodběr • Retail consumption Dodávka ze zdrojů celkem • Total delivery from all sources

Spotřeba ZP v ČR celkem Total NG consumption in CR

střední odběr Medium consumption

velkoodběr Wholesale

dovoz přepravní soustavou Import through the transmission network

přímý odběr z PS Direct withdrawal from the transmission system

Bilance zemního plynu ve výhledu – přístupy Výhledy bilancí do budoucna byly modelovány variantně, a to zejména s ohledem na rozvoj spotřeby plynu a rozvoj PZP.

Outlook of natural gas balance – approach The balance outlooks for the future were modelled in variants, particularly as regards the development of natural gas consumption and UGS development.

Výsledkem bilancování plynárenské soustavy ve výhledu do budoucna tak, jak je prezentovaná v této zprávě, je stanovení mezí, ve kterých se dle aktuálních očekávání bude pohybovat dovoz zemního plynu do ČR, respektive jeho průběh na úrovni měsíčních hodnot. Provoz plynárenské soustavy bez PZP by si vynucoval prakticky totožný tvar

The result of the gas network balance in the outlook for the future as presented in this report is the specification of expected natural gas import limits, i.e. its course in monthly values. Operation of the gas network without UGS would require practically identical gas import and consumption form in the CR. The utilization of UGS


75


dovozu a spotřeby plynu v ČR. Využití PZP pak dovoluje nakupovat a fyzicky importovat zemní plyn relativně nezávisle na tvaru odběru, tedy například dle kritéria výhodnosti nákupu s minimalizací nákladů na pořízení.

enables to purchase and physically import natural gas relatively independently on the consumption, i.e. for example as per the criteria of purchase profitability with minimizing the acquisition costs.

Pro modelování a tvorbu v dalším textu prezentovaných výhledů bilancí byly přijaty nutné zjednodušující předpoklady, mezi kterými jmenujme například jednouzlovost řešení nebo nulový rozdíl bilance na roční úrovni.

The modelling and forming in further presented outlook balances required certain simplifications, for example single node solutions or zero balance difference at annual level.

Bilance plynu ve výhledu byly vytvořeny pro čtyři základní modelové varianty. Na celkové bilance plynu má vliv několik složek, které se mohou v budoucnu diferencovaně vyvíjet. Jedná se o velikost budoucí poptávky po plynu, velikost budoucí tuzemské těžby, velikost exportu a importu po distribuční a přepravní síti, velikost spotřeby přepravce a možnosti využití PZP. Dominantní vliv na strukturu budoucí plynové bilance, respektive na její vývoj, však bude mít rozvoj výrobní základny elektrizační soustavy, jmenovitě velkých paroplynových jednotek, a rozvoj instalované kapacity podzemních zásobníků plynu a s tím související možnosti čerpání a vtláčení.

The gas outlook balances were created for four basic model variants. The total gas balance is affected by several items which can develop differentially in the future. It includes the size of future gas demand, size of future domestic extraction, size of export and import on the distribution and transport network, size of the transporter consumption, and the option of UGS use. Dominant influence on the structure of future gas balance, respectively its development, will have the development of the electric power system production base, namely large steam-gas units, and the development of installed capacity of the underground gas storage facilities and related options for injection and withdrawal.

Pro dvě posledně jmenované veličiny byly definovány dvě krajní provozní varianty plynárenské soustavy (nízká a vysoká) a dvě varianty s opačným vývojem spotřeby a rozvoje PZP (kritická a komfortní). Situaci ilustruje následující obr. 46.

Two limit operation variants of the gas network (low and high) were defined for the two last mentioned units, and two variants with opposite development of UGS and consumption (critical and comforting). The situation is displayed on fig. 46.

Obr. 46: MODELOVÉ VARIANTY BILANCÍ PLYNÁRENSKÉ SOUSTAVY Fig. 46: MODEL VARIANTS FOR GAS NETWORK BALANCES Rozvoj instalované kapacity PZP

Development of UGS installed capacity Maximální (16,3 TWh nových

Minimální (5,3 TWh nových

PZP) • Maximum (16.3 TWh

PZP) • Minimum (5.3 TWh new

new UGS)

UGS)

Rozvoj spotřeby plynu pro výrobu elektřiny

Nejvyšší • The highest (E1)

Vysoká • high

Kritická • critical

electricity production and CHP

Nejnižší • The lowest (E2a)

Komfortní • comforting

Nízká • low

a KVET • Gas consumption development for

Varianta kritická předpokládá nejvyšší rozvoj spotřeby z pohledu rozvoje výrobní základny ES a zároveň nejmenší rozvoj instalované kapacity v PZP. Očekávaná bilance bude tedy z hlediska provozu plynárenské soustavy nejvíce napjatá.

76

The critical variant expects the highest consumption development as regards the PS production base development and also the lowest development of installed capacity in UGS. The expected balance will be most tense as regards the gas network operation.


Varianta komfortní naopak zahrnuje předpoklad nejméně intenzivního rozvoje spotřeby plynu výrobní základny elektrizační soustavy a maximální rozvoj instalované kapacity PZP. Do bilance byly započteny všechny technicky realizovatelné záměry na vybudování nových PZP či intenzifikaci stávajících. Z pohledu plynárenské soustavy bude tedy provoz dle této varianty napjatý nejméně.

The comforting variant includes the expectation of the least intense gas consumption development in the power system production base and maximum development of installed capacity in UGS. The balances included the calculation of all technically achievable intentions for constructing new UGS or intensification of the existing ones. The operation according to this variant will result in the least tense situation for the gas network.

Varianta vysoká je kombinací obou předchozích a modeluje stav nejvyššího rozvoje spotřeby plynu na samostatnou výrobu elektřiny a výrobu elektřiny a tepla v KVET i nejvyššího rozvoje instalované kapacity podzemních zásobníků plynu. Jinými slovy: jedná se o variantu, kdy je navyšování poptávky po plynu doprovázeno úměrným navyšováním kapacity PZP.

The high variant is a combination of both former variants, and it models the condition of the highest gas consumption development for independent electricity production, and electricity and heat production in CHP, and the highest development of installed capacity in the underground gas storage facilities. In other words: It includes a variant when increasing gas demand is accompanied by adequate increase of UGS capacity.

Varianta nízká předpokládá nejmenší rozvoj spotřeby plynu na samostatnou výrobu elektřiny a výrobu elektřiny a tepla v KVET a zároveň nejnižší rozvoj instalované kapacity podzemních zásobníků plynu.

The low variant expects the lowest gas consumption development for independent electricity production, and electricity and heat production in CHP, and the lowest development of installed capacity in the underground gas storage facilities.

Je nutno poznamenat, že provozně-ekonomickou výhodnost té či oné varianty není možno jednoduše odvodit z její pozice ve výše uvedené matici. Za jistých okolností mohou být ve skutečnosti z provozně-ekonomického pohledu výhodné i takové varianty, které jsou zde označené jako problematické. Bilance zemního plynu ve výhledu – vyhodnocení Grafy na následujících obrázcích (obr. 47 a obr. 48) výstižně ukazují tvar odběru plynu, čerpání a vtláčení do podzemních zásobníků, naplňování nových PZP a tvar ročního dovozu při stanoveném využití zásobníků, to vše v měsíčních úhrnech a z úsporných důvodů pouze pro kritickou a komfortní variantu rozvoje plynárenské soustavy. Tyto varianty jsou charakteristické různými hodnotami rezervy v bilancích; tato rezerva je nejnižší ve variantě kritické a naopak nejvyšší ve variantě komfortní. Provozovatelnost varianty kritické zaručuje provozovatelnost i všech ostatních variant. Varianta komfortní naopak zaručuje nejvyšší možnou nezávislost tvaru dovozu plynu do ČR na tvaru odběru.

It is necessary to highlight that the operation-economical profitability of one or the other variant cannot be simply deducted from its position in the above specified matrix. Under certain circumstances, some variants indicated as problematic can be profitable as regards the operationeconomical point of view. Outlook of natural gas balance – evaluation The graphs in the fig. 47 and fig. 48 briefly show the gas consumption, underground storage facilities injection/ withdrawal, filling new UGS, and the wave of annual import during specified use of the storage facilities, all in monthly values, and for simplicity only for the critical and comforting variant of the gas network development. These variants are characteristic for various reserve values in balances, which is the lowest in the critical variant and the highest in the comforting variant. The operability of the critical variant guarantees the operability in all other variants. The comforting variant guarantees the highest possible independence of the form of gas import to the CR on the consumption shape.


77


Obr. 47: ZÁKLADNÍ BILANCE PLYNU – VARIANTA KRITICKÁ – 2011 AŽ 2020 Fig. 47: BASIC GAS BALANCE – CRITICAL VARIANT – 2011 TO 2020 2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

19

CSP • Total gas consumption

17

Vtláčení do PZP • injection to UGS

15

Čerpání z PZP • withdrawal from UGS

13

Plnění nových PZP • filling new UGS

11

Dovoz do ČR • import to CR

TWh

9 7 5 3 1 0 -1 -3 -5 -7

Obr. 48: ZÁKLADNÍ BILANCE PLYNU – VARIANTA KOMFORTNÍ – 2011 AŽ 2020 Fig. 48: BASIC GAS BALANCE – COMFORTING VARIANT – 2011 TO 2020 2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2020

19

CSP • Total gas consumption

17

Vtláčení do PZP • injection to UGS

15

Čerpání z PZP • withdrawal from UGS

13

Plnění nových PZP • filling new UGS

11

Dovoz do ČR • import to CR

9 TWh

2019

7 5 3 1 0 -1 -3 -5 -7

Na dalších grafech (obr. 49 a 50) je pro celý sledovaný horizont let 2011 až 2040 znázorněna souvislost mezi vývojem spotřeby plynu na výrobu elektřiny a tepla a možným průběhem dovozu.

78

Further graphs (fig. 49 and fig. 50) shows the relation between the gas consumption development on electricity and heat production a potential import progress for the whole monitored period between 2011 and 2040.


Jak je z grafů patrno, modelový tvar dovozu plynu do ČR je dán několika vlivy, což lze vymezit následovně: V letech naplňování nově instalované kapacity PZP je nutno jednorázově zvýšit objemy dovozu plynu do ČR; u varianty komfortní jde o 19 623 GWh, u kritické o 6 330 GWh plynu. Provoz PZP umožňuje tvarovat dovoz do ČR na měsíční úrovni ve vysokém stupni nezávislosti na tvaru odběru plynu. Kritická varianta disponuje minimální zásobníkovou kapacitou, a přesto je i v jejím rámci možný tvar dovozu, kdy je v období nejvyššího odběru zároveň možno realizovat nejnižší dovozy plynu; komfortní varianta má v tomto ohledu dále rozšířené možnosti. Obě varianty se do roku 2035 významně neliší z pohledu dosahované spotřeby plynu, což jednoznačně souvisí s podobným rozvojem spotřeby plynu na výrobu elektřiny a tepla, liší se tedy zejména v instalované kapacitě PZP. Míra diferenciace měsíčních hodnot dovozu plynu dle komfortní varianty představuje vrchní mez; PZP mohou být využívány méně, což s sebou ponese vyrovnanější tvar dovozu plynu do ČR.

The graphs clearly indicate that the model form of gas import to the CR is subjected to several influences, which can be specified as follows: It is necessary to perform single increase of gas import volume to the CR during the years of filling new installed UGS capacity; it is 19,623 GWh of gas for comforting variant, and 6,330 GWh gas for critical variant. UGS operation enables to form the import to the CR at monthly level at high independence level on the gas consumption form. The critical variant includes minimum storage facility capacity and it still enables the import form, when it is possible to complete the lowest gas import during the highest consumption; the comforting variant has further extended options within this respect. Up to 2035, both variants do not significantly differ as regards the achieved gas consumption, which relates to the similar gas consumption development for electricity and heat production, they differ particularly in the installed UGS capacity. The differentiation level in gas import monthly values according to the comforting variant represents the top limit; UGS can be used less which will result in more balanced form of gas import to the CR.

Obr. 49: BILANCE PLYNU (SKLADBA SPOTŘEBY) – VARIANTA KRITICKÁ – 2011 AŽ 2040 Fig. 49: GAS BALANCE (CONSUMPTION STRUCTURE) – CRITICAL VARIANT – 2011 TO 2040 2011

20 18 16

TWh

14 12

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2040

CSP • total gas consumption VO el. • large electricity customers + CHP SO el. • medium electricity customers + CHP MO el. • small electricity customers + CHP Dovoz do ČR a domácí těžba • import to CR and CR extraction

10 8 6 4 2


79


Obr. 50: BILANCE PLYNU (SKLADBA SPOTŘEBY) – VARIANTA KOMFORTNÍ – 2011 AŽ 2040 Fig. 50: GAS BALANCE (CONSUMPTION STRUCTURE) – COMFORTING VARIANT – 2011 TO 2040 2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

20

2039

2040

CSP • total gas consumption VO el. • large electricity customers + CHP

18

SO el. • medium electricity customers + CHP

16

MO el. • small electricity customers + CHP

14

TWh

2037

Dovoz do ČR a domácí těžba • import to CR and CR extraction

12 10 8 6 4 2

Modelové výhledy bilancí byly řešeny zejména v návaznosti na analýzy statistiky údajů z plynárenství a na predikce spotřeby plynu. V predikcích byl kladen důraz na rozvoj spotřeby plynu při výrobě elektřiny jak v nových paroplynových zdrojích, tak při kombinované výrobě elektřiny a tepla. Zohledněn byl rovněž rozvoj kapacity podzemních zásobníků plynu.

The model balance outlooks were resolved particularly in relation to statistic gas data analysis and to gas consumption prediction, particularly as regards the gas consumption development for independent electricity production and combined heat and electricity production. It also consideres the development outlooks of installed capacity of underground gas storage facilities.

Výhledy bilancí plynárenské soustavy byly vytvořeny pro čtyři základní modelové varianty za současného přijetí mnoha zjednodušujících podmínek. Modelové varianty zohledňují jak různé scénáře spotřeby plynu navazující na varianty výstavby nových paroplynových zdrojů, tak varianty rozvoje kapacity podzemních zásobníků. Výsledkem modelování jsou možné průběhy dovozu plynu do ČR na měsíční úrovni, které je nutno interpretovat jako stavy provozně možné, indikující meze možného provozu.

The gas network balances were completed for 4 basic model variants whilst accepting many simplification conditions. The model variants include 4 basic combinations of gas consumption development and installed capacity of the underground storage facilities. The modelling results in possible procedures of gas import to the CR at monthly level which must be interpreted as conditions achievable in operation, indicating the limits of possible operation.

Výhledy bilancí byly vytvořeny jednouzlově, což znamená, že nebylo zahrnuto síťové řešení. Nebylo tedy indikováno, je-li ten či onen modelovaný provoz průchodný z hlediska provozu sítí. Pro řešení byl přijat předpoklad vysoké provozní rezervy aktuální i budoucí konfigurace plynových sítí.

The outlook of balances was completed in single nodes, meaning that it excluded the network solution. It was never indicated if one or another model operation is achievable as regards the operation of networks. The solution included the expectation of high operation reserve of the current and future configuration of gas networks.

80


Výsledkem hodnocení bilancí je to, že plynárenská soustava by měla být provozně průchodná i za současného navyšování spotřeby plynu. I nejméně intenzivní varianta rozvoje PZP je dostačující pro zajištění rovnováhy mezi nabídkou a poptávkou plynu. Analýza bilancí na úrovni měsíčních hodnot však neověřuje provozovatelnost na úrovni denních a hodinových průběhů, neřeší tedy otázky možných krátkodobých výkyvů souvisejících s výpadky dodávek a provozem velkých PPC.

The result of gas balance evaluation is that the operation of the Czech gas system is possible despite contemporary growth of gas consumption. The least intense variant of UGS development is sufficient for providing balance between gas offer and the demand. The balance analysis at the level of monthly values does not verify the operability at the level of daily and hourly progresses; therefore it does not resolve the matters of short-term fluctuations related to failures in supplies and operation of large steam-gas units.


81

SHRNUTÍ THE RESULTS SUMMARY

Cílem zpracování bylo vymezit provozně možné varianty rozvoje elektroenergetiky a plynárenství ČR, případně určit, za jakých okolností jsou analyzované směry rozvoje uskutečnitelné a upozornit na případná očekávaná rizika. Lze očekávat změny v uvedených investičních záměrech jednotlivých účastníků trhu známých v roce 2010, kteří reagují na hospodářský vývoj v ČR a ve světě. Předložené výsledky je však z tohoto pohledu možno označit za referenční a za vyvážené z pohledu popsaných vlivů působících na elektroenergetiku a plynárenství. Provedené analýzy prokazují, že dlouhodobou rovnováhu mezi nabídkou a poptávkou elektřiny a plynu do roku 2040 lze v České republice zajistit, současně však indikují problémy a rizika dalšího vývoje. Souhrnně lze konstatovat, že elektroenergetika i plynárenství České republiky jsou aktuálně stabilní a charakteristické dostatečnou měrou provozní bezpečnosti, zároveň se však také nachází na počátku období výrazných změn, které se na straně elektroenergetiky dotknou výrobní základny, přenosové i distribuční soustavy, organizace trhu s elektřinou i systému řízení provozu ES. Plynárenství dozná v nadcházející dekádě nejvýraznějších změn zejména v souvislosti s několikanásobným navýšením využití plynu na výrobu elektřiny. Vývoj elektroenergetiky a plynárenství tak bude mít výrazného společného jmenovatele. Problematice rozvoje těchto dvou nejdůležitějších odvětví české energetiky je nutno věnovat zvýšenou pozornost, aby byly včas zachyceny možné hrozby a eliminována alespoň ta rizika, která jsou již dnes indikována. Trh s elektřinou a plynem Nejvýznamnějším trendem evropského trhu s elektřinou je postupující integrace národních trhů do trhů regionálních a návazné vytváření jednotného trhu v rámci celé Evropy. V důsledku tohoto trendu českou elektroenergetiku stále více ovlivňuje vývoj ve středoevropském regionu. V současnosti lze elektroenergetiku středoevropského regionu považovat za provozně spolehlivou, avšak nikoliv

82

The goal of the presented solution in this report was to specify the possible development variants in the Czech Republic electricity and gas industry as regards their operability, potentially specify the circumstances for realistic analyzed directions, and highlight potential anticipated risks. We can anticipate changes in the specified investment plans of individual market participants known in 2010 who react to the economical development in the Czech Republic and worldwide. The results submitted can be indicated as referential and balanced as regards the specified effects on electricity and gas industry. The completed analysis indicate that long-term balance between electricity and gas supply and demand up to 2040 in the CR can be provided but they also indicate problems and risks of further development. We can generally state that the Czech Republic electricity and gas industry are currently stable and specific for their sufficient security level, nevertheless, it is also in the beginning of period which will include many significant changes which will affect the electricity industry as regards the production base, transmission, and distribution systems, electricity market organization, and power system operation control system. Gas industry in the following decade will phase the most significant changes particularly in relation to multiple increase of gas utilization for electricity production. Development of electricity and gas industry will have a strong common denominator. The problems related to the development of the two most important branches of the Czech power industry must be dealt with increased care in order to register potential changes in time, and eliminate at least the risks currently indicated. Electricity and gas market The most significant trend in the European electricity market is the continuing integration of national markets into the regional markets and related formation of unified market within the whole Europe. The development of Central and East European region continues to affect the Czech electricity industry. Electricity industry in Central and East


za bezrizikovou. V rámci procesu integrace je proto nutno zajistit, aby zvyšování objemu mezinárodního obchodu s elektřinou nebylo v kontradikci s požadavkem zajištění bezpečného a spolehlivého zásobování. Aktuálně lze očekávat, že plynárenské krize z počátku roku 2009 neoslabí perspektivy plynárenství v EU, ale naopak posílí jeho pozici. Dochází totiž k urychlení přípravy řady projektů na dopravu plynu do EU a zvýšení bezpečnosti dodávek. Většina evropských zemí očekává růst spotřeby zemního plynu, a to zejména v sektoru elektroenergetiky. Provedené analýzy však ukazují, že nabídka zemního plynu na evropském trhu v příštích 30 letech bude s vysokou pravděpodobností pro krytí požadované spotřeby dostatečná. V dlouhodobém výhledu je možno pro celý středoevropský region očekávat růst cen elektřiny i plynu, který však bude odpovídat trendu růstu celkové cenové hladiny, a neměl by tak negativně ovlivňovat možnosti hospodářského růstu. Důvodů pro tento předpoklad je více, zejména jde o růst cen paliv a případně i dalších surovin, růst cen emisních povolenek a zvyšování podílu OZE na výrobě elektřiny, které jsou dotovány v rámci povinných výkupů. Poptávka po elektřině a plynu Poptávka po elektřině v ČR poroste v celém sledovaném období do roku 2040 i dále za tímto horizontem, přičemž tempo růstu bude mít klesající trend. V roce 2040 dosáhne tuzemská netto spotřeba elektřiny dle aktuálních předpokladů hodnoty 78 TWh, což představuje nárůst o 36 % oproti roku 2009. Roční spotřeba elektřiny ve výrobní sféře dosáhne pro horizont roku 2040 a referenční scénář hodnoty 59 TWh, což odpovídá nárůstu o 40 % ve srovnání s rokem 2009. Nejvýraznější nárůst je v rámci výrobní sféry a v národohospodářském členění očekáván pro sektory dopravy a služeb. V členění odběrovém pak nejvyšší růst má mít podnikatelský maloodběr. Sféra domácností zaznamená, dle aktuálních očekávání a referenčního scénáře, pro horizont roku 2040 nárůst roční spotřeby elektřiny na hodnotu 19 TWh, což představuje nárůst o 25 % oproti roku 2009. Vývoj bude významně determinován zejména aplikací úsporných opatření a nárůstem počtu domácností.

Europe can be currently considered reliable as regards operation but not without risks. The integration process must include the provision of increase of the international electricity trade volume which should not be in discrepancy with the requirement of supply safety and reliability. We can currently expect that the gas industry crisis from the beginning of 2009 will not weaken the perspectives of EU gas industry but strengthen its position. The preparation of a number projects for gas transport to EU and increased supply safety are under way and accelerated. Most European countries expect the growth in natural gas consumption particularly within electricity industry. Nevertheless, the completed analysis indicate that natural gas offer within European market in next 30 years is very likely to be sufficient for covering the required consumption. Electricity and gas price growth is expected for the whole Central and East Europe in the long-term outlook, and it will comply with the growth trend of total price level, which should not adversely affect the economical growth possibilities. There are many reasons for the above specified expectations, particularly the growth in prices of fuels and other materials, growth of prices for emission allowances and increase of RES share in electricity production, funded within the obligatory electricity purchases. Electricity and gas demand Electricity demand in the Czech Republic will continue to grow for the whole monitored period up to 2040 and further whereas the growth rate will have slowing trend. According to the actual expectations, net domestic production in 2040 will be 78 TWh, which represents 36% growth in comparison to 2009. Annual electricity consumption in the production sphere will reach 59 TWh in the reference scenario for the period up to 2040, which complies with growth by 40% in comparison to 2009. The most significant growth is within the production sphere, and within national-economical structure it is expected for the transport and services sector. The structure of consumption includes the expectation of highest growth for the commercial sphere consumption. The household sphere as per the actual expectations and reference scenario for the period up to 2040 will show growth in electricity consumption to 19 TWh, which represents the growth by 25% in comparison to 2009. The development will be significantly determined particularly by the application of saving measures and growth in number of households.


83


Růst poptávky po elektřině je očekáván ve všech zemích středoevropského regionu, a to při zahrnutí předpokladu úspor energie ve všech sektorech ekonomiky a domácnostech. I přes dosažení výrazných úspor bude celkový trend ve vývoji spotřeby elektřiny kladný, a to zejména v důsledku předpokládaného hospodářského růstu, zvyšování životní úrovně obyvatelstva a pravděpodobně také díky rozvoji nových oblastí spotřeby, mezi kterými se jako nejvýznamnější jeví spotřeba na provoz elektromobilů.

Electricity demand growth is expected in all Central and East Europe countries whilst including the precondition of energy savings in all economical and households sectors. Despite the achievement of significant savings, the general trend in the electricity consumption development will be positive, particularly due to expected economical growth, increase of living standard of the citizens, and probably also due to the development of new consumption areas which include the most significant aspect of consumption for the operation of electro-mobiles.

Vývoj poptávky po zemním plynu v ČR bude determinován zejména několikanásobným navýšením jeho využití při výrobě elektřiny, a bude tak existovat velmi výrazný rozdíl mezi rozvojem spotřeby výrobní sféry a sféry domácností. Rozvoj spotřeby výrobní sféry bude dominantně tvořen nárůstem spotřeby plynu na samostatnou výrobu elektřiny (velké paroplynové jednotky) a kombinovanou výrobu elektřiny a tepla (teplárny a závodní elektrárny) a bude záviset na parametrech rozvoje výrobní základny elektrizační soustavy a volbě prolomení či neprolomení územně-ekologických limitů těžby hnědého uhlí. Pro referenční scénář spotřeby plynu a nejvyšší očekávanou spotřebu plynu ve výrobních zdrojích elektrizační soustavy při zachování územně-ekologických limitů bude v roce 2040 spotřeba výrobní sféry činit 112 TWh, což je nárůst o 94 % oproti roku 2009. Pro případ nejnižšího rozvoje plynových zdrojů v ES a prolomení územně-ekologických limitů bude nárůst spotřeby činit 61 %, opět ve srovnání s rokem 2009.

Natural gas demand in the Czech Republic will be determined particularly by multiple increase of its utilization for electricity production, which will result in a significant difference between the consumption development of the production sphere and household sphere. The consumption development of the production sphere will be predominantly formed by the growth of gas consumption for independent electricity production (large steam-gas units), and combined electricity and heat production (heating plants and autoproducers) and it will depend on the development parameters of the power system production base, and the choice to cancel or maintain the land-ecological limits for brown coal mining. The reference scenario for gas consumption and the highest anticipated gas consumption in the power system production sources whilst maintaining the land-ecological limits will include the production sphere consumption 112 TWh in 2040 which represents growth by 94% in comparison to 2009. The lowest development of gas sources in the power system and the cancelling of landecological limits will result in consumption growth by 61% in comparison to 2009.

Vývoj spotřeby plynu sféry domácností bude dominantně utvářen na jedné straně výraznou aplikací úsporných opatření, zejména prostřednictvím zateplování a zefektivnění využití TUV. To bude výrazně působit na snižování spotřeby. Na straně druhé se projeví nárůst počtu domácností, což bude naopak působit na její zvyšování. Lze očekávat, že v horizontu roku 2040 dojde ke snížení spotřeby plynu v sektoru domácností na hodnotu 25 TWh, což by znamenalo oproti roku 2009 pokles o 6 %.

84

The gas consumption in household sphere will be predominantly formed by significant application of saving measures particularly by means of heat insulation, and also by means of increasing the efficiency of utility water heating. It will significantly affect the consumption reduction. Nevertheless, the growth in household numbers will result in the consumption increase. We can expect that up to 2040, the gas consumption within household sphere will drop to 25 TWh which would represent drop by 6% in comparison to 2009.


Zajištění zdrojů Zajištění zdrojů primární energie pro provoz ES ČR je po roce 2015 významným rizikovým faktorem. Aktuální rozhodnutí o zachování územně-ekologických limitů těžby (z programového prohlášení vlády z roku 2010) vyvolává značnou nejistotu ohledně dalšího provozu hnědouhelných elektráren a zejména tepláren. Provoz lze sice zajistit novými jednotkami, například na zemní plyn či biomasu, ovšem s negativními dopady na ceny elektřiny a dodávaného tepla. Značnou roli zde hraje i faktor času, neboť případná rekonstrukce či změna paliva není záležitostí krátkodobou. Pozdější možná změna rozhodnutí je rovněž problematická, neboť obnovení těžby v uzavřených lomech je z hlediska rentability vysoce obtížné. Teplárenské zdroje využívající hnědé uhlí budou v situaci jeho nedostatku vystaveny riziku nedostatečného zajištění zdroje primární energie pro svou výrobu. Pokud bude pro úsporu uhlí jako paliva u těchto zdrojů omezována výroba elektřiny, s čímž počítají některé rozvojové varianty prezentované v této zprávě, zhorší se výrazně jejich ekonomická rentabilita, což v důsledku ohrozí konkurenceschopnost na trhu a může vést i k jejich likvidaci. Česká republika nemá významná ložiska zemního plynu. Tuzemská těžba aktuálně kryje jen přibližně 1 % celkové spotřeby plynu ČR, přičemž pro sledovaný horizont roku 2040 není očekáváno významné navýšení tohoto podílu. Téměř veškerá spotřeba plynu tak bude i v budoucnu kryta dodávkou ze zahraničí. Pro zajištění energetické bezpečnosti je velmi důležitá diverzifikace dopravních cest, která umožní dodávku z různých zdrojů. Aktuálně existují projekty celoevropského významu (Nabucco, Nord Stream, South Stream) i regionálního významu (projekt sever–jih), které v případě realizace, ať už přímo nebo zprostředkovaně, navýší možnosti diverzifikace dodávek zemního plynu do ČR. Vzhledem k výraznému úsilí o diverzifikaci dodávek zemního plynu na úrovni EU je možno ve sledovaném horizontu považovat dodávky zemního plynu do ČR za zajištěné.

The provision of sources The provision of primary energy sources for the Czech Republic power system operation is a significant risk factor after 2015. The actual decision as regards the maintenance of land-ecological mining limits (from the government program statement from 2010) raises significant uncertainty as regards further operation of brown coal power plants and particularly heating plants. The operation can be provided by means of new units, e.g. powered by natural gas and biomass but with negative impacts of electricity and supplied heat prices. Significant role plays the time factor because potential reconstruction or change in fuel is not a short-period matter. Later possible change of the decision is also problematic because the mining reopening in closed mines is very difficult as regards profitability. Heating sources using brown coal in case of its insufficiency will be exposed to the risk of insufficient provision of primary energy source for the production. If electricity production is limited due to coal saving as fuel, which is what some development variants presented in this report considered, their economical profitability will reduce significantly which will result in endangered market competitiveness and can result in their liquidation. The Czech Republic does not have any significant deposits of natural gas. Domestic extraction actually covers only approximately 1% of the Czech Republic total gas consumption, and no significant increase of the share is expected in the period up to 2040. Almost all gas consumption will be covered by foreign supply. The diversification of transport routes enabling the supply from various sources is significant in order to provide the energy safety. The currently ongoing projects of PanEuropean significance (Nabucco, Nord Stream, South Stream) and regional significance (project north–south) will upon completion, directly or indirectly, increase the diversification possibilities of natural gas supplies into the Czech Republic. Due to the significant efforts to diversify natural gas supplies at the EU level, it is possible to consider natural gas supplies to the Czech Republic as provided within the monitored period.


85


Provoz a rozvoj výrobní základny ES ČR Výrobní základna ES ČR bude muset adekvátně reagovat na růst poptávky po elektřině. V období do roku 2040 projde většina stávajících výrobních jednotek procesem rekonstrukce a obnovy, významná část pak bude trvale vyřazena z provozu. Růst poptávky však vyžaduje i výstavbu nových výrobních jednotek nebo celých elektráren. Do roku 2025 je rozvoj výrobní základny založen na záměrech investorů (výstavba hnědouhelného bloku v Ledvicích a paroplynových jednotek v lokalitách Mochov a Počerady, dostavba jaderné elektrárny Temelín). V navazujícím období bude nutno dále investovat do nových zdrojů elektřiny. Může dojít k výstavbě nových paroplynových jednotek, ale i k výstavbě nového jaderného bloku. Dle aktuálních předpokladů není výstavba nových uhelných bloků, s výjimkou náhrady dožívajících jednotek v Ledvicích, považována za reálnou, a to zejména vzhledem ke zvyšujícím se požadavkům na ochranu životního prostředí a klimatu. Po celé období do roku 2040 bude pokračovat rozvoj obnovitelných zdrojů. Rostoucí podíl těchto zdrojů na výrobě elektřiny si vyžádá navýšení podpůrných služeb. To ve svém důsledku může vést k výstavbě nových zdrojů schopných poskytovat podpůrné služby v požadovaném rozsahu. Dle aktuálních analýz bude z důvodu zajištění provozu ES nejpozději v roce 2025 nutno výrazně zvýšit možnosti vnitrodenní akumulace, a to pravděpodobně prostřednictvím výstavby nové přečerpávací vodní elektrárny, či využitím akumulační schopnosti elektromobilů nebo jiných technologií akumulace, zapojených v rámci nových technologií distribučních sítí Smart Grids. ES ČR je v období do roku 2040 provozovatelná jen za předpokladu, že budou včas realizována opatření na zajištění dostatečného objemu podpůrných služeb, což bude vynuceno zejména rostoucím podílem OZE na výrobě elektřiny. Relativně rychlý rozvoj nových zdrojů umožní část elektřiny exportovat, přičemž se očekává, že poptávka po exportech elektřiny z ČR do zahraničí bude trvat po celé sledované období. Reálné možnosti exportu jsou však omezeny dostupností hnědého uhlí a potenciálně také přenosovou kapacitou mezistátních

86

Operation and development of Czech Republic power system production base The Czech Republic power system production base will have to adequately react to the growth of electricity demand. During the period up to 2040, most existing production units will undergo the reconstruction and renovation process; significant part will be decommissioned. The demand growth will require the construction of new production units or whole power plants. Up to 2025, the development of the production base is based on expected plans of investors (the construction of brown coal unit in Ledvice, and steamgas units in Mochov and Počerady, completion of nuclear plant Temelín). The following period will require further investment into new electricity sources. The construction of new steam-gas units may occur, and also the construction of new nuclear power unit. The actual expectations do not consider the construction of new coal blocks, except for the replacement of old units in Ledvice, as realistic particularly due to the increasing requirements for environmental and climate protection. The development of renewable sources will continue for the whole period up to 2040. The growing share of these new sources in electricity production will require the increase of ancillary services. It can result in the construction of new sources able to provide ancillary services within the required extent. The actual analysis indicate that for the reliable PS operation, at the latest in 2025, it will be necessary to significantly increase the intra-day accumulation options, probably by means of the construction of new pumped storage hydroelectric power plant, or using the accumulation abilities of electro-mobiles or other accumulation technology connected within the new technologies of Smart Grids. The Czech Republic power system up to 2040 is operable providing the measures for the provision of sufficient volume of ancillary services are provided in time which will be required by the growing RES share in electricity production. Relatively fast development of new sources will enable to export part of electricity, and electricity export from the CR is expected for the whole monitored period. Real export options are restricted due to brown


vedení. V případě prolomení územně-ekologických limitů je možné očekávat nárůst exportních možností v úhrnu za celé sledované období až o 30 %. Spolehlivost výkonové bilance je pro všechny analyzované rozvojové varianty dostatečná a v řadě případů vyšší, než je požadováno. U variant se zachováním limitů se v závěru sledovaného období nepodařilo splnit požadavky na podpůrné služby současně s dodržením spotřeby hnědého uhlí.

coal availability and potentially due to the transmission capacity of interstate lines. If land-ecological limits are cancelled, the export options are expected to grow in total for the whole monitored period by 30%. The power balance reliability is sufficient for all analyzed variants and usually higher than required. The variants which maintain the limits did not fulfil the requirements for ancillary services in compliance with brown coal consumption towards the end of the monitored period.

Rozvoj výrobní základny ES ČR bude investičně velmi náročný. Samotné rozvojové investice (bez investic na obnovu a rekonstrukce stávajících zdrojů) za celé období 2011 až 2040 dosáhnou dle aktuálních analýz téměř 500 mld. Kč ve variantě E1 a téměř 600 mld. Kč ve variantě E2 (ve stálých cenách roku 2009). Nejvyšší investiční náklady se očekávají v období kolem roku 2020, kdy bude probíhat dostavba jaderné elektrárny Temelín a pravděpodobně se bude investovat i do nové přečerpávací vodní elektrárny o instalovaném výkonu až 1 000 MW.

The development of Czech Republic power system will be very demanding as regards investment. The development investment (without investment for the existing source reconstruction) for the whole period between 2011 and 2040 will reach up to 500 billion CZK in variant E1 and almost 600 billion CZK in variant E2 (in real prices of 2009) as per the actual analysis. The highest investment costs are expected around 2020, when the construction of Temelín nuclear plant will be under way and investment will be probably required for the new pumped storage hydroelectric power plant with generating capacity up to 1,000 MW.

Teplárenství a závodní elektrárny Z důvodu výrazného navyšování využití zemního plynu v rámci výroby elektřiny a za současného předpokladu neprolomení územně-ekologických limitů, a tedy nutné náhrady uhlí jako paliva u centrálního zásobování teplem, je doporučeno vytvořit přebytek kapacity výrobní základny ES ČR, a to zejména pro případ možného přerušení či omezení dodávky plynu. V takové situaci totiž bude nutno přednostně zajišťovat dodávky zemního plynu do terciární sféry. Plynové elektroenergetické zdroje by mohly být palivově nezajištěny, a tím by mohla být narušena rovnováha celé elektrizační soustavy.

Heating industry and autoproducers Due to significant increase in natural gas utilization within electricity production and providing the land ecological limits are not cancelled, therefore it is necessary to replace coal as fuel for central heat supply, it is recommended to form the capacity surplus of the Czech Republic power system production base, particularly for cases of potential interruption or restriction of gas supply. In such case, natural gas would be supplied primarily to the tertiary sphere. Gas electricity industry sources could then lack the fuel which could result in damaged balance of the whole power system.

Teplárenské zdroje obecně, tedy nejen hnědouhelné, jsou vystaveny riziku neuvážených legislativních či regulativních podmínek. Mezi nejvýraznějšími je možno jmenovat platby za povolenky na emise oxidu uhličitého. Navyšování těchto plateb může teplárenské zdroje dále znevýhodnit oproti malovýrobě tepla, na kterou povolenky vyžadovány nejsou. Právě teplárenské zdroje jsou však v mnoha ohledech vysoce energeticky efektivní, a tedy i ekologické z důvodu kogeneračního charakteru výroby.

Heating sources in general, i.e. not only brown coal, are exposed to the risk of rash legislation and regulation conditions. The most significant include payments for allowances for carbon dioxide emissions. The increase in payments can further disadvantage large heating sources in comparison to heat small-scale production which does not require any allowances. The heating sources are in many aspects highly efficient as regards power and ecology due to the cogeneration character of production.


87


Obnovitelné zdroje a environmentální aspekty provozu ES ČR Významnou skupinou zdrojů se v ES ČR stávají OZE, které by se však pro budoucí rozvoj elektroenergetiky mohly stát rizikovým faktorem. Pokud by došlo k nepřiměřenému růstu jejich podílu bez zajištění patřičných podpůrných služeb, výrazně se sníží spolehlivost dodávek elektřiny. Za jisté riziko nadměrného rozvoje obnovitelných zdrojů lze považovat s tím spojený růst investiční náročnosti rozvoje ES, zvýšení nákladů na podpůrné služby v provozu soustavy a jejich promítnutí do koncových cen elektřiny. V této souvislosti je nutno navrhnout a urychleně přijmout opatření pro účelnější technickou integraci obnovitelných zdrojů do provozu ES včetně těch zdrojů, které nelze regulovat (fotovoltaické, větrné). S ohledem na riziko vysokého nárůstu ceny elektřiny je nutno podpořit snahu vlády ČR o zamezení příslušných negativních dopadů z titulu podpory obnovitelných zdrojů na obyvatelstvo i průmysl a dopracovat a prosazovat nový systém podpory. Vývoj úhrnných objemů základních druhů emisí má sestupný charakter. U variant E1 a E2 činí pokles emisí SO2 od roku 2011 do roku 2040 téměř 60 %. S prolomenými ÚEL tento pokles činí 35 % pro variantu E1a a 37 % u varianty E2a. Vzhledem k celkovému přidělenému množství povolenek CO2 se ukazuje, že v období do roku 2012 by měla být potřeba energetiky z hlediska povolenek plně pokryta i při případném dalším navýšení exportu. Vliv povolenek na chod zdrojů není z těchto důvodů považován v rámci Národního alokačního plánu pro druhé období za podstatný. Srovnání výsledků analýz pro roky 2013 až 2020 ukazuje, že pro přijatý energeticko-klimatický balíček, s plánovaným snížením emisí EU o 20 % do roku 2020, není na konci třetího období patrný významnější dopad na chod ES ČR. Alokované množství povolenek bude dostatečné pro pokrytí vyprodukovaného množství emisí CO2 ve všech variantách rozvoje ES ČR. Přitom ve variantách E1 a E2 budou v letech 2013 až 2020 přebývat přibližně 4 % povolenek a z hlediska povolenek je lze považovat za výrazně přebytkové. Ve variantách E1a a E2a bude

88

Renewable energy sources and environmental aspects of the Czech Republic power system operation A significant group of sources within the Czech Republic power system are RES which can also pose a certain threat for the electricity industry development. If inadequate growth occurs in their share without the provision of adequate ancillary services, the electricity supply reliability will drop significantly. A certain risk resulting from the excessive development of renewable energy sources can be the growth in investment requirements for PS development, increase in costs for ancillary services, and their reflection in final electricity prices. The measures must be immediately proposed and accepted in order to provide more suitable technical integration of renewable energy sources including the sources which cannot be regulated (photovoltaic, wind powered). Considering the risks of high electricity price grow, it will be necessary to support the Czech Republic government decisions as regards the prevention of the negative impacts related to renewable energy sources support for citizens and industry and also complete and enforce the new support model. The development of total volumes of basic emission types has descending character. The variants E1 and E2 show emission reduction of SO2 by almost 60% from 2011 to 2040. The cancelled land ecological limits will result in drop by 35% for variant E1a and by 37% for variant E2a. Due to the total allocated amount of CO2 allowances, it is indicated that up to 2012 the power industry requirements should be fully covered as regards the allowances, even in cases of further potential export increase. The effect of the allowances on the source operation is not significant within the National Allocation Plan for the second period due to reasons above. The comparison of analysis results for 2013 and 2020 shows that the accepted energy-climate package with planned emission reduction from EU by 20% before 2020, does not result in any noticeable impact in the Czech Republic power system operation in the end of third period. The allocated amount of allowances will be sufficient for covering the produced amount of CO2 emission in all variants of Czech Republic power system development. The variants E1 and E2 between 2013 and 2020 will include the excess of 4% allowances and are


přebývat méně než jedno procento, a lze je tak považovat za vyrovnané. Provoz a rozvoj elektrických sítí Rozvoj výrobní základny ES vyžaduje adekvátní rozvoj přenosové a distribuční soustavy. Připravovaný rozvoj přenosové sítě je schopen zajistit spolehlivé vyvedení stávajících i nových zdrojů uvažovaných v tomto dokumentu. K tomu směřuje připravované posilování přenosové sítě v oblasti severozápadních Čech a v dalších regionech České republiky. Pro zabezpečení spolehlivého připojení nových jaderných bloků musí dojít k výstavbě vedení 400 kV v nových koridorech. Rozsah posílení sítí 400 kV v tomto případě závisí na velikosti instalovaného výkonu nových bloků v jaderné elektrárně Temelín. V některých oblastech České republiky s výraznou kumulací požadavků na připojení nových zdrojů však již dnes naráží požadavky investorů na kapacitní možnosti sítí. I přes trvalý koncepční rozvoj a posilování sítí v těchto oblastech není možné uspokojit všechny požadavky investorů. Proto se z pohledu provozovatelů sítí musí počítat s opatřeními, která zajistí spolehlivý a bezpečný provoz i za cenu časového odsunu připojení nebo redukce výkonu některých nově připojovaných zdrojů. Zabezpečení zvýšených požadavků na zásobování nových odběrů, kumulovaných především v oblasti severní Moravy, v oblasti Prahy, ve středočeském a v severočeském regionu, vede k potřebě výrazného posilování transformačního výkonu a rozvoje sítí na úrovni všech napěťových hladin. Trvalý rozvoj a nárůst mezistátních výměn vyvolává potřebu dalšího posilování mezistátních profilů PS. V dlouhodobé perspektivě se předpokládá posilování profilů na Německo a na Slovensko. Hlavními limitujícími faktory koncepčního rozvoje sítí obecně zůstávají územní a ekologická omezení. Bez úpravy stávající legislativy je řešení tohoto problému velmi obtížné. V souvislosti s rozvojem inteligentních sítí je třeba připravit vhodný systém technického řízení, regulace a cenotvorných a tarifních mechanismů stimulující účast decentralizovaných zdrojů výroby a lokální

considered significantly surplus as regards the allowances. Less than one percent will be surplus in variants E1a and E2a which is considered balanced. Operation and development of electrical networks Development of the PS production base requires adequate development of the transmission and distribution system. The prepared development of the transmission network can provide reliable connections of new and existing sources considered in this document. The prepared development aims to strengthen the transmission networks in North West Bohemia and in other regions in the Czech Republic. During the commissioning of new nuclear units, the 400 kV distributions must be constructed in the new corridors which would secure NPPs reliable connection. The extent of the 400 kV networks strengthening in this case depends on the output size of new units in Temelín nuclear plant. In some areas of the Czech Republic with significant cumulating of requirements for connecting new sources, the applications are turned down due to capacity potential of the networks. Despite the permanent concept development and strengthening the networks in these areas, it is not possible to satisfy all potential investors. The network operators must consider the measures to provide a reliable and safe operation even if the connection is postponed or output reduced in newly connected sources. The provision of the above requirements for supplying new cumulated consumption particularly in north Moravia, Prague area, in central Bohemia, and north Bohemia region results in the requirement of significant strengthening of the transformation output and the development of networks at all voltage levels. Permanent development and the growth of interstate exchanges result in the requirement of further strengthening of the interstate transmission network profiles. In the long term perspective, we expect the strengthening of the profiles to Germany and Slovakia. The main limiting factors of the network concept development are the environmental and local restrictions. Unless the existing legislation is adjusted, the problem solution is very difficult.


89


spotřeby na řízení rovnováhy elektrizační soustavy. Před rozhodnutím o realizaci inteligentních technologií v ČR je, dle závazku Evropské unii, nutné zpracovat ekonomickou a technickou studii realizace inteligentního měření, vyhodnotit náklady i přínosy a rovněž širší souvislosti pro energetiku, průmysl i spotřebitele. Provoz a rozvoj plynárenské soustavy Za předpokladu, že nedojde k výraznému nárůstu tranzitu, lze očekávat, že kapacita tranzitního plynovodu bude pro zásobování ČR dostatečná. Nově připravované velké paroplynové jednotky musí být napojeny na přepravní soustavu v nově vybudovaných samostatných předávacích stanicích. Distribuční soustavy budou muset být dále posíleny v případě, že dojde k rozšiřování plynofikace, nebo ke změně paliva v kombinovaných výrobnách elektřiny a tepla. Důležitou roli v infrastruktuře plynárenské soustavy mají podzemní zásobníky plynu. Z bilančních analýz zpracovaných na měsíční úrovni vyplývá, že plynárenská soustava bude disponovat jejich dostatečnou kapacitou, která umožňuje tvarování diagramu dovozu plynu do ČR relativně nezávisle na tvaru odběru, a to i za očekávaného intenzivního navyšování spotřeby plynu. Diagramy možného dovozu plynu do ČR mohou pro analyzované varianty v celém sledovaném horizontu dosahovat maxima v letních měsících roku, což ukazuje na to, že provoz zásobníků plní svoji funkci. Zásobníky plynu v ČR hrají významnou roli i ve vykrývání výkyvů spotřeby. V určitých limitních stavech (dlouhodobě nízké teploty), pokud nastanou zejména na konci zimní sezóny, je však jejich těžební kapacita výrazně omezena. V případě, že by došlo k úplnému výpadku dodávek plynu z dovozu, mohlo by dojít k situaci, že těžba z PZP nebude dostatečně schopna pokrýt denní spotřebu. Tyto problémy mohou být dále zvýrazněny skutečností, že zásobníky zatím nejsou připojeny do tranzitní soustavy. Při jejich geografickém rozložení, zejména v oblasti Moravy a Slezska, by tak mohl vzniknout problém s přetoky potřebných objemů plynu ve směru Morava–Čechy.

90

It is necessary to prepare a suitable system of technical devices, regulation, price forming, and tariff mechanisms stimulating the participation of dispersed sources and local consumption in the balance control of the power system in relation to the development of smart grids. It is necessary to process an economical and technical study for the implementation of smart measuring, evaluate the costs and contributions, and also wider consequences for power industry, industry, and consumers prior to making the decision as regards the implementation of smart technologies in the Czech Republic. Operation and development of gas system Providing no significant growth in transit occurs, we can expect that the capacity of transit gas line for the Czech Republic supply will be sufficient. New prepared large steam-gas units must be connected to the transport system in the new constructed independent delivery stations. The distribution systems must be further strengthened for cases of extended gasification or change in fuel in combined electricity and heat production plants (CHP). The underground gas storage facilities play a significant role in the gas system infrastructure. The balance analysis processed at monthly level indicates that gas network will have available sufficient capacity which will enable the forming of the gas import diagram in the Czech Republic independently on the consumption form, whilst expecting intensive increase of gas consumption. The diagrams of potential gas import into the Czech Republic can reach maximum values for the analysed variants within the whole monitored period in summer months which indicates that the gas storage facilities fulfil their function. Gas storage facilities in the Czech Republic play a significant role on covering the consumption fluctuation. Their withdrawal capacity is significantly restricted particularly under certain limit conditions (long-term low temperatures), particularly in the end of winter. In case the full failure occurs in gas import, it may not sufficiently cover the daily consumption from underground gas storage facilities. Such problems can be further highlighted by the fact that the storage facilities are not connected to the transit system. Their geographical position particularly in Moravia and Silesia could result in a problem with required gas volume outflows in direction MoraviaBohemia.


Nově připravované velké PPC mohou v limitních stavech zvýšit potenciální problémy se zajištěním dodávek plynu, protože PZP v aktuální konfiguraci nemusí být schopny pokrýt denní kolísání spotřeby s respektováním nových PPC jednotek. Při výpadku dodávek plynu ze zahraničí bude i v případě instalace nových zásobníků nutné respektovat potřebu omezení jejich provozu. Z pohledu energetické bezpečnosti ČR je nutno uvést, že očekávaný růst importu zemního plynu zvyšuje dovozní závislost energetiky ČR, přitom však ve srovnání s průměrem zemí EU27 zůstává stále na nižší úrovni, a lze ji proto považovat za přijatelnou.

New prepared CCGT can under limit conditions increase potential problems with gas supply provisions because the underground gas storage facilities under the current configuration may not be able to cover the daily consumption fluctuation whilst respecting the new CCGT units. The operation restriction of new storage facilities will have to be considered during the failure of gas supplies from abroad. As regards the Czech Republic energy security we can state that the expected import volume of natural gas increases the Czech Republic import dependence, nevertheless it remains at lower level in comparison to the EU27 average, therefore it is considered acceptable.

Tato zpráva prezentuje výstupy prací řešených během roku 2010,

This report presents results of resolved issue processed during 2010 so

především situaci v arabských zemích a problémy s jadernou energetikou

especially situation in Arabic countries and problems with nuclear energetics

a nemůže tedy odrážet aktuální světový vývoj z počátku roku 2011,

v Japonsku po zemětřesení a tsunami. Je zřejmé, že nový německý

postoj k jaderné energetice, stejně jako vývoj v arabském světě mohou mít výrazný vliv na evropské trendy zásobování elektřinou a plynem,

na ceny paliv a elektřiny, a tím i na provoz a rozvoj ES ČR. Konstatujeme, že i přes tyto možné změny jsou základní vývojové trendy české

elektroenergetiky a plynárenství včetně uvedených rizik a závěrů platné. Aktuální vývoj situace bude příslušně zohledněn v dalších navazujících etapách prací.

it can not reflect actual world development from the beginning of 2011,

in Japan due to earthquake and tsunami. It is obvious that new German

attitude to nuclear energetics as well as the development in Arabic states may have significant influence on European electricity and gas supply

trends, on fuel and electricity prices and thus on operation and development of the Czech Republic power system. We claim that despite these possible changes the essential development trends of the Czech power and gas industry are valid including mentioned risks and conclusions. Actual development will be respected in the next consequential report.


91

OTE, a.s.

Poskytovatel komplexních služeb na českém trhu s elektřinou a plynem

Provider of comprehensive services for the Czech electricity AND GAS market

Spolehlivé zpracování a výměna dat a informací na trhu s elektřinou a trhu s plynem prostřednictvím Centra datových a informačních služeb 24 hodin, 7 dní v týdnu. Organizování krátkodobého trhu s elektřinou a plynem. Zúčtování a finanční vypořádání odchylek mezi smluvními a skutečnými hodnotami dodávek a odběrů elektřiny a plynu. Poskytování technického a organizačního zázemí pro změnu dodavatele elektřiny a plynu. Správa národního rejstříku jednotek a povolenek na emise skleníkových plynů.

Reliable processing and exchange of information on the electricity market and gas market through OTE Central System, 24 hours a day, 7 days a week. Organization of the short-term electricity and gas markets. Clearance and financial settlement of imbalances between the contracted and metered values in supplies and consumption of electricity and gas. Provision of technical and organizational backup for the change of the electricity and gas supplier. Administration of the national registry for trading of greenhouse gas emission units and allowances.

OTE, a.s. Praha 8, Sokolovská 192/79 Tel.: +420 296 579 160 e-mail: [email protected] www.ote-cr.cz

OTE, a.s. Prague 8, Sokolovská 192/79 Czech Republic Tel.: +420 296 579 160 e-mail: [email protected] www.ote-cr.cz

© 2011 OTE, a.s. Zpracováno ve spolupráci s EGÚ Brno, a.s. • Processed in cooperation with EGÚ Brno, a.s. Poradenství, design a produkce • Consultancy, design and production: ENTRE s.r.o.

www.ote-cr.cz

2010 Zpráva o očekávané

Recommend Documents