Očekávaná dlouhodobá rovnováha mezi nabídkou a poptávkou elektřiny a plynu
Výhled do roku 2050 – výsledky řešení z roku 2015 prezentace hlavních výsledků
Zpracováno ve spolupráci s EGÚ Brno, a. s.
Obsah
Úvod
Elektroenergetika
Závěry a doporučení
Varianty rozvoje energetiky
Plynárenství
Diskuse
Úvod Operátor trhu (OTE, a. s.) vytváří dlouhodobé výhledy zabezpečení rovnováhy mezi nabídkou a poptávkou elektřiny a plynu v souladu s energetickým zákonem
roční řešení reaguje na hlavní téma (aktuální problémy, aktuální trendy)
sada nejdůležitějších otázek ale dlouhodobě neměnná: 1. Jaká bude poptávka po všech formách energie? 2. Jaká bude dostupnost zdrojů primární energie? 3. Jak zajistit spolehlivý import potřebných zdrojů primární energie? 4. Jak zajistit optimální spolehlivost chodu energetických soustav? 5. Jak zajistit co nejnižší emise škodlivin a skleníkových plynů? 6. Jak zajistit co nejnižší, nebo přinejmenším přijatelné ceny pro odběratele?
3
Úvod – zasazení studie do kontextu rozvoj energetiky koncipuje EU – směrnice, nařízení, akční plány, knihy rozvoj české energetiky detailněji rozpracovává Státní energetická koncepce účastníci trhu a subjekty české energetiky disponují vlastními strategickými dokumenty
studie Dlouhodobé rovnováhy pod gescí OTE, a. s.: 1. dále rozpracovává návrhy EU a především SEK až na úroveň technických řešení a provozu
2. integruje vize EU, koncepce české decizní sféry a nám známé dílčí plány jednotlivých subjektů 3. analyzuje možné směry vývoje elektroenergetiky, teplárenství a plynárenství a upozorňuje na souvislosti a rizika budoucnosti české energetiky
studii zpracovává pod gescí OTE společnost EGÚ Brno od roku 2002 pro elektroenergetiku; od roku 2010 pak i pro plynárenství
4
Úvod – zaměření studie Dlouhodobá rovnováha mezi nabídkou a poptávkou elektřiny a plynu zahrnuje komplexní popis očekávané situace v ES ČR v širokém rozsahu časové perspektivy od podrobného rozboru stavu soustavy v nejbližším roce až po rámcové strategické výhledy v horizontu přes 30 let
řešeno je spektrum oblastí: energetika jako celek – bez zkratek: 1. Predikce ekonomiky, demografie a poptávky po elektřině a plynu 2. Primární energetické zdroje
3. Ekonomika provozu, investice a trh 4. Environmentální otázky provozu energetiky 5. Provoz elektroenergetické a plynárenské soustavy 6. Elektrické a plynárenské sítě 7. Zasazení do středoevropského prostoru a vazby na politiky ČR a EU
EGÚ Brno, a. s. │ Sekce Provoz a rozvoj elektrizační soustavy
5
Obsah
Úvod
Elektroenergetika
Závěry a doporučení
Varianty rozvoje energetiky
Plynárenství
Diskuse
Varianty rozvoje energetiky nestabilní prostředí – mnoho stupňů volnosti → Variantní řešení řešíme pořád jeden stejný problém – jak zajistit fungování energetiky? při řešení jsou zohledňovány diskuse a hlavní trendy
variantnosti rozvoje energetiky ČR: reagují na aktuální témata v daném roce Elektroenergetika 2013 2014
Plynárenství
cenová úroveň povolenek na emise CO2 míra zajištěnosti domácí primární energií
míra růstu spotřeby zemního plynu
2015
míra emisí skleníkových plynů
2016
míra rozvoje decentrálních zdrojů výroby elektřiny a tepla (ještě není stanoveno) 7
Varianty rozvoje – vztah dvou oblastí
E l e k t r o e n e r g e t i k a
P l y n á r e n s t v í
8
Varianty rozvoje energetiky problém je řešen jako Case Study pro energetiku: CO SE STANE, KDYŽ…
… nedojde k výstavbě žádných nových zdrojů v ES ČR? Hlavní kritéria diferenciace variant rozvoje:
… vývoj bude probíhat v souladu se SEK 2015?
1. míra emisí oxidu uhličitého 2. míra aplikace úsporných opatření
… bude i nadále výrazně využíváno fosilních zdrojů primární energie?
… budou splněny cíle Roadmap 2050 v oblasti emisí oxidu uhličitého?
DŮSLEDKY/PŘEDPOKLADY
v jistém okamžiku nastane nedostatek výrobních kapacit
diverzifikovaný rozvoj využití zdrojů primární energie
VARIANTA
Nulová
Koncepční
prolomení jen na lomu Bílina
vysoké využití domácího uhlí a vyšší využití fosilních zdrojů primární energie obecně
Fosilní
prolomení i na lomu limu ČSA vysoké úspory ve spotřebě energií téměř bez využití fosilních zdrojů v roce 2050
Nízkouhlíková
9
Obsah
Úvod
Elektroenergetika
Závěry a doporučení
Varianty rozvoje energetiky
Plynárenství
Diskuse
Elektroenergetika – poptávka po elektřině Predikce tuzemské netto spotřeby (bez elektromobility) 90
85
85
80
80
75
75
70
70
65
65
60
60
55
55
50
50
85 80
zejména vliv přechodu k DZT a elektromobility
75 70 (TWh)
90
(TWh)
(TWh)
90
65
+ 17 TWh
60 55 50 45 1995
2000 2005 2010 2015 2020 2025 45 45 K 1995 1995 2000 2000 2005 2005 2010 2010 2015 2015 2020 2020 2025 2025 2030Koncepční 2035TNS 2040 2040 2045 2045 2050 2050 2030 2035 Koncepční TNS Fosilní TNS Koncepční TNS Fosilní TNS Nízkouhlíková TNS historie
Fosilní TNS Koncepční TNS+elektromobily Nízkouhlíková TNS Fosilní TNS+elektromobily historie Nízkouhlíková TNS historie Nízkouhlíková TNS+elektromobily
F N
11
Predikce tuzemské netto spotřeby s elektromobily – rozklad vlivů 140
140 140
140
140
120 120
120 120
Koncepční varianta
+ 69 TWh
120
100 100
100 100
100
60 60
80 80
+ 4,6 TWh + 0,3 TWh + 16 TWh
80
60 60 60
40 40
40 40 40
20 20
20 20 20
0 0 1995 1995
TNS+ELM = 80 TWh
(TWh)
80 80
(TWh) (TWh)
(TWh) (TWh)
Elektroenergetika – poptávka po elektřině
mezi roky 2014 a 2050: 882 TWh nespotřebované energie
0 0 0 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 úspor a snižování EEN s úsporami a snižováním EEN bez úsporbez a snižování EEN s úsporami a snižováním EEN bez úspor a snižování EEN s úsporami a snižováním EEN bez úspor a snižování EEN s úsporami a snižováním EEN elektromobily přechod kpřechod DZT k DZT elektromobily s přechodem k DZT s elektromobily s přechodem k DZT s elektromobily historie historie historie historie
2050 2050
12
Predikce tuzemské netto spotřeby s elektromobily – rozklad vlivů 140
140 140
140
140
120 120
120 120
Nízkouhlíková varianta
+ 70 TWh
120
100 100
100 100
100
60 60
80 80
+ 9 TWh + 5 TWh + 11 TWh
80
60 60 60
40 40
40 40 40
20 20
20 20 20
0 0 1995 1995
TNS+ELM = 84 TWh
(TWh)
80 80
(TWh) (TWh)
(TWh) (TWh)
Elektroenergetika – poptávka po elektřině
mezi roky 2014 a 2050: 996 TWh nespotřebované energie
0 0 0 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 1995 2000 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2000 2005 bez2005 2010 2015 EEN 2020 2025 2030s úsporami 2035 a snižováním 2040 2045 2050 úspor a snižování EEN úspor a snižování EEN s úsporami a snižováním EEN bez úsporbez a snižování EEN s úsporami a snižováním EEN sapřechodem kEEN DZT s elektromobily bez úspor a snižování EEN s úsporami a snižováním EEN bez úspor snižování s úsporami a snižováním EEN elektromobily přechod kpřechod DZT k DZT elektromobily historie s přechodem k DZT s elektromobily s přechodem k DZT s elektromobily historie historie historie historie
2050 2050
13
Elektroenergetika – zdrojová základna z analýzy spolehlivosti a výkonové dostatečnosti vyplývá potřeba nového výkonu přebytky (+) a nedostatky (-) pohotového výkonu pro tři termíny odstavování stávajících jaderných bloků v Elektrárně Dukovany, pro variantu Nulovou:
4
rok počátku nedostatku:
2026
2030
2 0 -2 -4 -6
JEDU do 2025–2027
JEDU do 2035–2037
JEDU do 2045–2047
2050
2048
2046
2044
2042
2040
2038
2036
2034
2032
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
-8 2016
přebytek pohotového výkonu (GW)
Nulová varianta
14
Elektroenergetika – zdrojová základna na analýzy spolehlivosti navazují výpočty chodu soustavy zdrojů a aplikují se i další omezení (možnost realizovat potřebné saldo, disponibilit hnědého uhlí etc.)
pro Nulovou variantu a pozdější dva termíny odstavování JEDU je při aplikace všech dalších omezení soustava provozovatelná do:
saldo zdrojové základny (TWh)
60
rok počátku nedostatku:
2028
Nulová varianta 40
20
0
- 20
Saldo teoretické
Saldo reálně použité
2050
2048
2046
2044
2042
2040
2038
2036
2034
2032
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
- 40
15
Elektroenergetika – zdrojová základna Zdrojová základny – instalovaný výkon dle zdroje primární energie (%, MW) 100% 100%
2015
2 475
90%
100%
2 133
90%
80%
80%
70%
70%
60%
60%
50%
50%
30%
30%
20%
20%
10%
2 475 3 400
2 475
0%
0%
540 3 400 1 130
1 956 2 227
70%
540 2 3291 130
3 400 820 1 130 540 1 9861 130
60%
2 227
2 329
1 600 1 049
40% 30%
6 271 8 347
4 290 4 290 1 049
60%
4 290
40%
1 049
30%
1 049
KONCEPČNÍ
4 717
5 900
5 900
1 140 1 205
1 140 1 205
3 879
4 689
7 050
4 650
20%
6 271
FOSILNÍ
FVE
4 762
8 118
18 000
5 660
1 049
5 513
10%
NÍZKOUHLÍKOVÁ
ostatní (včetně denní akumulace) FVE
70%
5 513
20%
0%
820 1 130
50%
4 290
1 049
FOSILNÍ
80%
4 290
6 271
KONCEPČNÍ
3 450
1 986
10%
S O U Č AS N O S T
ostatní
90%
80%
50%
2 582
3 450
6 271
10%
100%
90%
40%
2050
2 582
3 400 2 075 300 540 1 100 1 130
4 290 4 290
40%
2025
2 475
3 664 1 849
1 333 2 894
0%
NÍZKOUHLÍKOVÁ
VTE
VTE (včetně vodní plynové ostatní denní akumulace)
vodní
plynové
1 205
KONCEPČNÍ
jaderné
3 827
7 050
FOSILNÍ
NÍZKOUHLÍKOVÁ
černouhelné
hnědouhelné
jaderné černouhelné hnědouhelné FVE VTE vodní plynové FVE VTE ostatní vodní plynové jaderné černouhelné hněd 16
Elektroenergetika – zdrojová základna provoz soustavy je podmíněn dalšími opatřeními a to zejména pro variantu Nízkouhlíkovou shrnutí důležitých provozních charakteristik a potřebných opatření: Nulová
Koncepční
Fosilní
Nízkouhlíková
odpojování fotovoltaických zdrojů
do 5 % výroby
do 5 % výroby
do 5 % výroby
do 5 % výroby
nové způsoby záporné regulace výkonu
žádné
elektroteplo
elektroteplo
vysoké využití elektrotepla
instalovaný výkon denní akumulace (2050)
0 MW
1 449 MW
1 449 MW
3 658 MW
uplatnění denní akumulace v SR
žádné
10 %
10 %
20 %
instalovaný výkon sezónní akumulace (2050)
0 MW
0 MW
0 MW
3 500 MW
využití jaderných elektráren (2050)
90 %
92 %
98 %
85 %
provozovatelnost zdrojové základny
vyhovuje do roku 2028
dobrá do roku 2050
velmi dobrá do roku 2050
podmíněně dobrá do roku 2050
17
Elektroenergetika – zdroje primární energie varianty výrazně liší v celkové spotřebě i struktuře PEZ srovnání variant dle spotřeby primární energie na výrobu elektřiny a na provoz KVET: 1 000
K
F
N
K
F
N
K
F
N
K
F
N
K
F
N
K
F
N
K
F
N
+1 % -4%
primární energie (PJ)
800
- 14 %
600
400
200
0 2020
2025
tuzemská paliva
2030
2035
obnovitelné zdroje
2040 jaderné palivo
2045
2050
dovozová paliva
18
Elektroenergetika – zdroje primární energie varianty se liší i ve výrobě elektřiny výroba elektřiny dle druhu primárního zdroje: K
F
N
K
F
N
K
F
N
K
F
+7 %
N
K
F
N
K
F
N
+5 %
K
F
100
N
+11 %
90 80
brutto výroba (TWh)
70 60 50
40 30 20 10 0
2020
2025
tuzemská paliva
2030
2035
obnovitelné zdroje
2040 jaderné palivo
2045
2050
dovozová paliva
19
Elektroenergetika – využití hnědého uhlí HU: stále nejvýznamnější PEZ elektroenergetiky a teplárenství ČR (dle Koncepční varianty bude až do roku 2025)
tři analyzované trendy: varianty koncipovány rak, aby využily dostupné zásoby uhlí (včetně provozu KVET)
snižování dostupnosti HU – změny v PEZ tepláren: nejčastěji přechod k ZP a biomase dostupnost a využití HU dle variant: 450 400 350
250
- 46 %
200 150
- 68 %
100 50 0 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050
(PJ)
300
těžba v limitech spotřeba ve variantě Koncepční
dostupné při prolomení na Bílině spotřeba ve variantě Fosilní
- 100 %
dostupné při prolomení na ČSA spotřeba ve variantě Nízkouhlíkové 20
Elektroenergetika – teplárenství teplárenství je řešeno společně s ostatními zdroji ve všech variantách je řešena změna ve struktuře výroby tepla nejvýraznější trend je odklon od HU
v Nízkouhlíkové variantě je zavedeno vytápění Prahy, Českých Budějovic a Brna z jaderných elektráren
dodávky z KVET v CZT dle primárních zdrojů v roce 2050: 160
140 120
(PJ)
100 80 60
22 %
40
20
51 %
32 %
37 %
2016
K
F
0
hnědé uhlí
černé uhlí
zemní plyn
biomasa
N
ostatní paliva
jaderná energie 21
Elektroenergetika – environmentální aspekty všechny varianty splňují požadavky Směrnice Evropského parlamentu a Rady 2010/75/EU ze dne 24. listopadu 2010 o průmyslových emisích (integrované prevenci a omezování znečištění)
varianta Nízkouhlíková pak splňuje požadavky dokumentu Roadmap 2050: snižuje emise CO2 na úrovni 7 % roku 1990
dle všech variant očekáváno snižování všech základních druhů emisí škodlivin a CO2: 1. v počátečním období do roku 2025 nejsou výrazné rozdíly v produkci emisí mezi variantami – obdobná skladba výrobní základny pro skupinu klasických tepelných zdrojů 2. od roku 2025 jsou varianty diferencovány z důvodu rozdílného zdrojového mixu 3. 2050: emise CO2 tak i SO2 pro variantu Nízkouhlíkovou prakticky eliminovány
22
Elektroenergetika – environmentální aspekty očekávaný vývoj emisí CO2 a SO2 70
CO2
(mil. tun CO2)
60 50
- 26 % 40
- 49 %
30 20 10
- 93 %
0
2016
2020
Koncepční
2025
Fosilní
2030
Nízkouhlíková
2035
2040
cíl emisí 2050
2045
2050
alokace EU ETS (třetí období)
SO2 60
- 58 %
30
- 71 %
Koncepční
Fosilní
Nízkouhlíková
2050
2048
2046
2044
2042
2040
2038
2036
2034
2032
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
0 2016
SO2 (tisíce tun)
90
- 95 %
23
Elektroenergetika – elektrické sítě návrh rozvoje sítí PS a DS: reakce na specifické požadavky jednotlivých variant
navržený rozvoj PS: dán dlouhodobými rozvojovými plány jejího provozovatele
všechny varianty jsou navrženy tak, aby byl zajištěn bezpečný provoz dle všech technických charakteristik (zkratové výkony, kritérium N-1)
rozdíly v koncepci rozvoje způsobují zejména: 1. rozdílná úloha decentrálních zdrojů: Nízkouhlíková varianta má velmi výrazně více decentrální výroby 2. rozdíly v provozu či vyvedení výkony velkých elektráren: rozdíly v instalaci nových bloků a délky provozu stávajících 3. rozdíly z pohledu spotřeby: především jde o variantně pojatý rozvoj elektromobility, která bude navyšovat maxima výkonu
24
Elektroenergetika – elektrické sítě Rozvoj síťové infrastruktury v Evropě – projekty společného zájmu NO Statnett
EE Eesti Energia
SE SVK
DK západ ELTRA
východ
GB
IE ESBNG
RU
LT Lietuvos Energia
BY Belenegro
GB National Grid SONI SPTransmission SSE
NL TENNET BE ELIA
DE EnBW TenneT Amprion 50Hertz
PL PSE CZ ČEPS
UA Ukrenergo
LU FR RTE
UA_W
SK SEPS
CEGEDEL
AT APG
CH ETRANS IT TERNA
SI ELES
HU MAVIR
RO Transelectrica
HR HEP BA ISO BiH
RS JP EMS
ME XK EPCG
PT REN
AL
MK MEPSO GR HTSO
ES REE
MA
RU RAO UES
LV Latvenergo
DZ
TN
BG NEK Projekty společného zájmu dle TYNDP 2014 TR Mezistátní propojení PS 750 kV 400 kV 330 kV 220 kV podmořský kabel HVDC ČEPS operátor (TSO) 10/2015
25
Elektroenergetika – elektrické sítě Rozvoj sítě ČEPS ve střednědobém horizontu do roku 2025 Posílení pro připojení nových zdrojů do PS
PST 4x 850 MVA Nová TR 400 kV Přechod na 400 kV
LDS 2022 SEVER EPOC EPRU 2 PPC
211
2017 ETU 2 EPRU 1
VÝŠKOV
2020
Zvýšení spolehlivosti
MĚLNÍK
PPC 2020
2016
NEZNÁŠOV
2025
2024 VÍTKOV
PRAHA SEVER
VÍTKOV 2019
BEZDĚČÍN
TE 2021
VPCH 2017
PVR
ETI 2
2018
2017
VERNÉŘOV 2017
BABYLON
ELE
CHOTĚJOVICE
ČECHY STŘED
MALEŠICE
2022
ŘEPORYJE 414
2019
2021
Nová TR 400 kV
EDS
TÝNEC
HORNÍ ŽIVOTICE
OPOČÍNEK
CHODOV
DĚTMAROVICE
KRASÍKOV
2020
458 431
2016 831
CHRÁST
PŘEŠTICE
ALBRECHTICE LÍSKOVEC KLETNÉ
2024 2023
2024
2017
NOŠOVICE
PROSENICE
MILÍN EORK
2022
MÍROVKA TÁBOR 2025
ČEBÍN
ETE 1,2
SOKOLNICE KOČÍN
OTROKOVICE
EDA EDU
SLAVĚTICE
473
DASNÝ
Projekty společného zájmu
2023
předpokládaný termín uvedení do provozu
připravované nové vedení 400 kV
zrušené vedení 220 kV
26
Elektroenergetika – elektrické sítě Délky vedení PS vedení PS
2015
2025
2050
vedení 400 kV
3619 km
4018 km
4151 km
vedení 220 kV
1942 km
1500 km
0 km
celková délka vedení PS
5561 km
5518 km
4151 km
2015
2025
2050
transformátory 400/110 kV
15780 MVA
20250 MVA
24850 MVA
transformátory 220/110 kV
4200 MVA
3200 MVA
0 MVA
celkový výkon tr. PS/110 kV
19980 MVA
23450 MVA
24850 MVA
Transformace PS / DS 110 kV transformace PS/110 kV
27
Elektroenergetika – elektrické sítě problémy s nárůstem kapacitního charakteru soustavy (kabely, odlehčování) mění se charakter transformace PS-DS – mění se toky objem přenesené energie odlehčení vedení neznamená podstatné snížení maximálních toků výkonu
nízkouhlíkový rozvoj přinese největší změny – největší přesun výroby na nn a vn – největší odlehčení vedení PS – největší problémy s napětím a jalovým výkonem
toky výkonu přes transformaci PS/110 kV v roce 2050 (GW, % roku 2015): Koncepční
2
1 0
(GW)
8
8
7
7
Sokolnice Čebín Otrokovice Slavětice Dasný Kočín Lískovec Prosenice Albrechtice Nošovice Přetok po transformaci PS - DS 110 kV Horní Životice Dětmarovice Kletné Opočínek Krasíkov Mírovka Neznášov Bezděčín Chotějovice Výškov Babylon Vernéřov Přetok po transformaci PS - DS 110 kV Přeštice Vítkov Chrást Čechy střed Milín Řeporyje Týnec Malešice Chodov Praha sever
P/Sn(%)
Přetok po transformaci PS - DS 110 kV (GW)
8
Nízkouhlíková (GW)
80 60 7 40 6 20 0 5 -20 -40 4 -60 3 -80
Fosilní Nízkouhlíková
144 %
6
6
5
5
4
141 %
3
103 %
jarní stav
2
zimní stav
4 3
99 %
1
1
0
0
jarní stav
126 %
2
zimní stav
31 %
jarní stav
zimní stav
28
Elektroenergetika – nové technologie v energetice aktuálně TŘI HLAVNÍ NOVÉ TRENDY VÝVOJE: 1. DŮRAZ NA ENVIRONMENTÁLNÍ ROZMĚR: cílem řešení je nalézt BezpečnostněTechnicko-Ekonomicko-Environmentální optimum; varianty rozvoje diferencovaně kladou důraz na jedno ze čtveřice kritérií optima 2. DŮRAZ NA DECENTRALIZACI A LOKÁLNÍ SOBĚSTAČNOST: budoucí energetika bude v řádově větší míře využívat lokální výrobu elektřiny na nejnižší distribuční úrovni; varianty analyzují situaci dle tří scénářů rozvoje decentrální výroby 3. DŮRAZ NA VYUŽITÍ INFORMAČNÍCH A KOMUNIKAČNÍCH TECHNOLOGIÍ: zejména vyšší uplatnění intermitentních a lokálních zdrojů si vyžádá zapojení ICT i na nejnižší distribuční úrovni; varianty předpokládají výrazné zapojení denní akumulace, která bude částečně zajištěna prostředky řízení spotřeby
všechny navržené varianty předpokládají ve výchozím stavu zachování stávajícího modelu řízení a provozu ES ČR; tento model se bude vyvíjet v reakci na potřeby ES a dostupnost nových technologií v energetice
pro energetiku nejrelevantnější jsou tyto: 1. inteligentní měření, 2. lokální výroba, 3. Smart Grids a 4. elektromobilita 29
Elektroenergetika – lokální energetika v ES ČR za lokální je považován zdroj zapojený do sítí nn všechny navržené varianty předpokládají vyšší zapojení zdrojů do sítí nízkého napětí 100 %
ve variantě Koncepční bude většina lokální výroby v OZE ve formě FVE 90 %
Instalované výkony dnes 100 % 90 %
80 %
K
F
Výroba elektřiny dnes
N
F
N
90 %
70 %
80 %
80 %
60 %
70 % 60 %
ES ČR
K
100 %
70 %
ES ČR
50 %
40 %
50 % 40 %
40 %
velké zdroje
MVE na nnvelké zd
MVE do nn
FVE na nn MVE do
FVE do nn
MKO na nnMKO
FVE do
MKO
30 %
30 %
30 %
ostatní zdroje
60 %
50 %
20 %
20 %
20 % 10 %
10 %
10 %
0%
Podíl nn zdrojů:
1,7 % 2015
0%
19 %
0%
21 % 2050
2015
41 %
0,6 % 2050
2015
6%
7% 2050
17 % 30
Elektroenergetika – srovnání se SEK Výroba elektřiny dle primárních zdrojů – rok 2040 70
podíl na TBS v roce 2040 (%)
60
46–58 %
50
40
30
18–25 % 11–21 %
20
5–15 %
10
0
Jaderná energie
OZE
Uhlí
Zemní plyn
Koncepční (DDR)
Fosilní (DDR)
Nízkouhlíková (DDR)
Optimalizovaný (SEK)
Plynový (SEK)
Zelený (SEK)
Konvenční (SEK)
Dekarbonizační (SEK)
Koridory SEK 2015 31
Srovnání variant rozvoje ES ČR Spotřeba elektřiny – Tuzemská netto spotřeba – rok 2050 90
+18 TWh
netto spotřeba elektřiny (TWh)
80
+24 TWh
do roku 2050 všechny varianty počítají s nárůstem tuzemské netto spotřeby, a to v mezích 18 až 24 TWh
všechny varianty zahrnují výrazné úspory – snižování elektroenergetické náročnosti výrobní sféry i vlivem poklesu měrné spotřeby v domácnostech
Nízkouhlíková varianta: největší úspory, ale také výrazný přechod od CZT k DZT (formou přímého užití elektřiny na vytápění nebo spotřebou pro tepelná čerpadla); velmi výrazný rozvoj elektromobility
70 60
rok 2014 50 40
30 20
10 0 Koncepční
Fosilní Nízkouhlíková
Podíl intermitentních zdrojů ve výrobní základně ES ČR – rok 2050 60 podíl intermitentních zdrojů (%)
+49 p.b. 50
intermitentní zdroje: především FVE a VTE
40
Nízkouhlíková varianta: instalovaný výkon FVE 18 GW a VTE 6 GW, což bude 59 % celkového instalovaného výkonu
provoz intermitentních zdrojů si u Nízkouhlíkové varianty vyžádá 7 700 MW nového výkonu v akumulaci, a to jak na úrovni denní akumulace, tak ve formě sezónní akumulace, např. technologie P2G
30
+16 p. b.
20
10
rok 2014 0 Koncepční
Fosilní Nízkouhlíková
32
Srovnání variant rozvoje ES ČR Saldo ES ČR (kladná hodnota je dovoz) – rok 2050 5
+13 TWh
+17 TWh
ES ČR dlouhodobě exportní soustavou; spoléhat se v budoucnu na dovoz elektřiny není možné vzhledem ke spíše deficitnímu charakteru okolních soustav
Koncepční a Fosilní varianta zůstanou exportní, výjimkou bude u Koncepční varianty období okolo roku 2035, u Fosilní okolo roku 2030, kdy bilance bude přechodně neutrální
ES ČR v Nízkouhlíkové variantě bude na konci období mírně závislá na dovozu elektřiny ze zahraničí
saldo ES (TWh)
0
-5
-10
-15
rok 2014 -20 Koncepční
Fosilní Nízkouhlíková
Závislost na dovozu primární energie elektroenergetiky a teplárenství ČR – rok 2050 dovozní závislost ČR (% primární energie)
18
+11 p.b.
15
12
závislost elektroenergetiky a teplárenství na dovozových primárních zdrojích (zemní plyn, topné oleje) se prohloubí
vlivem útlumu spotřeby uhlí stoupne dovozní závislost ČR z dnešních 5 % až na 16 % u Fosilní varianty
Nízkouhlíková varianta má nejnižší nárůst závislosti: maximálně využívá domácích, především obnovitelných zdrojů
9
+1,3 p.b. 6
rok 2014
3
0 Koncepční
Fosilní
Nízkouhlíková
33
Srovnání variant rozvoje ES ČR Investice do ES ČR (kumulovaně mezi roky 2014 a 2050) 3,0
2,8 bil.
Koncepční a Fosilní: investice z velké části na rekonstrukce již existujících prvků ES ČR
Nízkouhlíková: bude třeba vynaložit značné finanční prostředky na akumulační zařízení a na realizaci automatických systémů řízení vzhledem k rozvoji decentralizované a intermitentní výroby
průměrné výrobní náklady (v cenách 2013): Koncepční 111 EUR/MWh Fosilní 113 EUR/MWh Nízkouhlíková 187 EUR/MWh
2,5
investice (bil. Kč)
1,9 bil. 2,0
1,5
1,0
0,5
0,0 Koncepční
Fosilní Nízkouhlíková
Výkonová přiměřenost ES ČR dle metodiky ENTSO-E – rok 2050 1,0
výkonová přiměřenost (GW)
rok 2014
dojde-li k vyřazení bloků JE Dukovany v rozmezích let 2025 až 2027, hrozí již v této době riziko výkonové nedostatečnosti až 1 GW instalovaného výkonu v sezónním maximu zatížení
Nízkouhlíková varianta principiálně založená na výrobě z OZE výkonovou dostatečnost výrazně zhoršuje
nedostatky výkonové bilance může přechodně kompenzovat přiměřený import elektřiny, z dlouhodobého pohledu je však takové řešení nepřijatelné
0,5
0,0
-0,93 GW -0,5
-1,0
-2,07 GW -1,5 Koncepční
Fosilní Nízkouhlíková
34
Srovnání variant rozvoje ES ČR Struktura výroby dodávkového tepla v ČR – rok 2050 140 společná výroba elektřiny a tepla
100
samostatná výroba CZT
výroba tepla (PJ)
120
dojde k decentralizaci výroby tepla (nejvýrazněji v Nízkouhlíkové variantě)
energetika bude více využívat malých kogeneračních výroben (elektrické výkony řádu jednotek kW) typu mikrokogenerace a malé kogenerace
vedle přechodu na jiné palivo než hnědé uhlí se u Nízkouhlíkové varianty počítá s využitím tepla z jaderných elektráren pro České Budějovice, Prahu (ETE) a Brno (EDU).
ve všech rozvojových variantách dochází k velmi výraznému poklesu emisí CO2 v důsledku odklonu od uhelné energetiky
snížení emisí je dále způsobeno nutností výrazného zlepšení emisních parametrů zdrojů dle směrnice 2010/75/EU
nejméně výrazné snížení je patrné u varianty Fosilní, která počítá s prolomením limitů na dvou lokalitách a s nejvyšším využitím uhelných zdrojů.
přechod k DZT
80 60 40 20 0 Koncepční
Fosilní
Nízkouhlíková
Emise CO2 ES ČR – rok 2050 60
rok 2014
emise CO2 (megatuny)
50
-14 mtun 40
30
20
-48 mtun 10
0 Koncepční
Fosilní Nízkouhlíková
35
Shrnutí Vybrané výsledky analýz pro horizont roku 2050 – elektroenergetika
1. dlouhodobě je očekáváno přibližování ČR ekonomické a společenské úrovni EU a s tím související růst spotřeby elektřiny
2. poptávka po elektřině naroste mezi roky 2015 a 2050 o přibližně 25 %, při započtení vlivu elektromobility pak o 33 %
3. nízkoemisní energetika pravděpodobně přinese vyšší růst poptávky po elektřiny než návrh dle SEK
4. prosazení cílů na snižování emisí oxidu uhličitého dle dokumentu Roadmap2050 způsobí nárůst poptávky o dalších 6 p.b.
5. přebytková bilance elektroenergetiky by bez další investiční aktivity skončila v roce 2028
6. ani extrémní nárůst výroby z OZE (Nízkouhlíková varianta) nezajistí výraznější podíl OZE na dodávce elektřiny, která nepřekročí 40 %
36
Shrnutí Vybrané výsledky analýz pro horizont roku 2050 – elektroenergetika
7. jaderná energetika je pro široké spektrum okolností velmi vhodný a prakticky nenahraditelný bezemisní zdroj elektrické energie
8. výrazný nárůst OZE bude vyžadovat výrazný nárůst akumulace elektřiny a to rovněž ve formě akumulace sezónní
9. zajištění rovnováhy bude vyžadovat demand-side management a akumulaci na lokální úrovni
10. splnění cílů nízkoemisní až bezemisní energetiky mezi roky 2015 a 2050 bude pro sektor elektroenergetiky a teplárenství investičně náročnější přibližně o 50 %
11. výrobní náklady elektřiny by v roce 2050 v důsledku toho byly vyšší o přibližně 70 %
37
Obsah
Úvod
Elektroenergetika
Závěry a doporučení
Varianty rozvoje energetiky
Plynárenství
Diskuse
Plynárenství – poptávka po plynu predikce založeny na analýzách a predikcích vývoje: 1. uplatnění plynu v nových oblastech: a)
výroba elektřiny: monovýroba, KVET i MKO
b) náhrada hnědého uhlí: energetické uhlí a tříděné c)
využití CNG: v prostředí uplatnění dalších alternativních způsobů (elektromobilita)
2. demografie: počet obyvatel, počet domácností 3. ekonomika: růst HPH, podíl jednotlivých sektorů na ekonomického produkci
4. plynoenergetická náročnost: určeno především vývojem přidané hodnoty 5. aplikace úsporných opatření ve výrobní sféře 6. rozvoj spotřeby v domácnostech: počet odběrných míst 7. aplikace úspor v domácnostech
39
Plynárenství – poptávka po plynu Predikce spotřeby plynu na monovýrobu elektřiny, KVET a MKO 25
25
výroba tepla
výroba elektřiny 20
20
+ 319 %
+ 132 %
15 (TWh)
(TWh)
15
10
10
5
5
0 2010
0 2010
2020
2030 Koncepční
2040
2050
Fosilní
2020
2030
2040
Nízkouhlíková Koncepční
2050 Fosilní
40
Plynárenství – poptávka po plynu Predikce spotřeby plynu na náhradu tříděného HU
8
9
7
8
6
7
5 (TWh)
(TWh)
9
6,8 TWh
6 5
4
4
3 3
2 1
2 1
0 0 2000 2005 2005 19951995 2000
2010 2010
Koncepční Koncepční
2015 2015
2020 2020
2025 2045 2045 2050 2025 2030 2030 203520352040 2040
Fosilní Fosilní
2050
Nízkouhlíková Nízkouhlíková
41
Plynárenství – poptávka po plynu Predikce spotřeby plynu ve výrobní sféře (rok 2014 = 100 %) 160
150
+ 47 %
(%) rok báze = 100 %
140
130
120
110
100
90 1995
2000
2005 Koncepční
2010
2015 Fosilní
2020
2025
2030 Nízkouhlíková
2035
2040
2045
2050
historie
42
Plynárenství – poptávka po plynu Predikce spotřeby plynu ve sféře domácností (rok 2014 = 100 %) 140 130
(%) rok báze = 100 %
120 110 100 90
- 12 %
80 70 60 1995
2000
2005 Koncepční
2010
2015 Fosilní
2020
2025
2030 Nízkouhlíková
2035
2040
2045
2050
historie
43
Plynárenství – poptávka po plynu Vliv vybraných kategorií na vývoj spotřeby plynu – kumulovaně 140
Koncepční
(TWh)
120
15 % 5%
100
1% 0%
80
12 %
24 %
1%
1%
86 %
54 %
60
40
20
0
1995
2000
2005
Ostatní
2010
2015
2020
Monovýroba elektřiny
2025
2030
KVET a MKO
2035
2040
Náhrada HU
2045
2050
CNG 44
Plynárenství – poptávka po plynu Vliv vybraných kategorií na vývoj spotřeby plynu – kumulovaně 140
Fosilní
(TWh)
120
15 % 6%
100
1% 0%
80
12 %
28 %
1%
1%
86 %
54 %
60
40
20
0
1995
2000
2005
Ostatní
2010
2015
2020
Monovýroba elektřiny
2025
2030
KVET a MKO
2035
2040
Náhrada HU
2045
2050
CNG 45
Plynárenství – poptávka po plynu Vliv vybraných kategorií na vývoj spotřeby plynu – kumulovaně 140
Nízkouhlíková
(TWh)
120
100
1% 0%
80
12 %
9% 6%
1%
12 % 4%
86 %
69 %
60
40
20
0
1995
2000
2005
Ostatní
2010
2015
2020
Monovýroba elektřiny
2025
2030
KVET a MKO
2035
2040
Náhrada HU
2045
2050
CNG 46
Plynárenství – poptávka po plynu Predikce celkové spotřeby plynu 140
+ 33 % + 28 %
130
(%) rok báze = 100 %
120
110
+5% 100
90
80 1995
2000
2005 Koncepční
2010
2015 Fosilní
2020
2025
2030 Nízkouhlíková
2035
2040
2045
2050
historie
47
Plynárenství – zdroje dodávek pro ČR Česká republika pokrývá 98 % své spotřeby plynu dovozem ze zahraničí; plyn zajišťován především dlouhodobými kontrakty s Ruskem, část objemu pochází z burzovních obchodů.
Pro zajištění dodávek plynu ještě donedávna převládala role infrastruktury ve směru východ – západ.
Po zprovoznění plynovodu Nord Stream a navazujících tras OPAL a Gazela však Česká republika výrazně diverzifikovala možnosti dodávek a mohla by být zásobena prakticky jen z tohoto nového směru, což poprvé částečně ověřila krize na Ukrajině během přelomu zimy 2013 a jara 2014. Reverzní chod české plynárenské soustavy je možný od konce roku 2011.
Prověřené zásoby v bil. m3
RUSKO 1,9
33
NORSKO
LNG LNG
0,2 VELKÁ BRITÁNIE
0,8 NIZOZEMSKO ČR
0,6 UKRAJINA
ITÁLIE 0,1
LNG
LNG
STŘEDNÍ VÝCHOD
80 ALŽÍRSKO 4,5
LIBYE
EGYPT
1,5
2
48
Plynárenství – zdroje dodávek pro ČR BY PL
DE
RU
CZ
UA
KZ
SK
AT
MD
HU
IT
SI
Eastring
Tesla Stream
HR
RO BA
IAP
South Stream
RS ME XK
Turkish Stream
BG
GE
MK
AL AM
TAP
AZ
GR
TM
TANAP
TR
TCP
SY
IQ
IR
CY LB
49
Plynárenství – potrubní infrastruktura Předpokládaný rozvoj plynárenské soustavy na úrovni přepravy
Kapacita HPS ČR celkem (2015) 120 mld. m3/rok
Polsko HPS Brandov
Německo
HPS Hora sv. Kateřiny
HPS Hať - další napojení na polskou plynárenskou síť – příprava
Gazela
7
RU Hospozín
1
KS Kouřim
HPS Cieszyn
HPS Waidhaus
4
RU Rozvadov
Plynovod Záboří – Oberkappel - příprava
Plynovod Moravia - příprava
KS Kralice
KS Veselí nad Lužnicí
RU Malešovice
Záměry na rozšíření HPS ČR celkem až o 18 mld. m3/rok
RU Libhošť
Rakousko
7
Plynovod Baumgarten - Břeclav - příprava
KS Břeclav
RU Mutěnice HPS Mokrý Háj
HPS Lanžhot
60/27
Slovensko
Připojení zásobníku plynu Dolní Bojanovice na plynárenskou soustavu ČR - příprava
tranzitní soustava
vnitrostátní přepravní soustava
nové prvky v přepravní soustavě - příprava, úvaha
kompresní stanice (KS)
hraniční předávací stanice (HPS)
napojení zásobníků k přepravní soustavě
RU rozdělovací uzel
50
Plynárenství – zásobníky plynu Aktuální stav a záměry na realizaci nových kapacit 1000 900
RWE Gas Storage
skupina MND
Česká plynárenská
800
SPP LAMA GAS&OIL Storage
700
(mil. m3)
600 500 900
400 300 525
500
576
530
448
200 100
180
177
Dolní Dunajovice
Tvrdonice
Lobodice
Štramberk
stávající zásobníky zásobníky ve výstavbě nepravděpodobné projekty
Dnes: 2,95 mld. m3
Třanovice
Háje
200
200
200
Dolní Rožínka
Okrouhlá Radouň
Břeclav
75
64
0
25
Uhřice
Uhřice Jih Dambořice
Dolní Bojanovice
rozšiřování stávajících zásobníků plánovaná výstavba nových zásobníků zásobníky pro zahraničí, příprava napojení do ČR
Navýšení až : 1,65 mld. m3
51
Plynárenství – zásobníky plynu Současný stav a rozvoj zásobníků plynu a jejich napojení
HPS Brandov
HPS Hora sv. Kateřiny
KS Kouřim
HPS Cieszyn Háje HPS Waidhaus
Třanovice
Dolní Rožínka
Lobodice
Štramberk
Okrouhlá Radouň
Uhřice KS Kralice
Dambořice
KS Veselí nad Lužnicí
Uhřice Jih Dolní Bojanovice
HPS Mokrý Háj
Dolní Dunajovice
Břeclav
Tvrdonice HPS Lanžhot KS Břeclav
kompresní stanice (KS) hraniční předávací stanice (HPS) tranzitní soustava vnitrostátní přepravní soustava napojení zásobníků k přepravní soustavě
stávající zásobníky stávající zásobníky s plánovaným rozšířením zásobníky ve výstavbě, příprava, záměr stávající zásobníky nepřipojené v rámci ČR
ložiskové zásobníky kavernové zásobníky aquiferové zásobníky
stávající zásobníky: 3 517 mil. m3 výstavba: 483 mil. m3 příprava, záměry: 600 mil. m3
52
Plynárenství – zásobníky plynu Využívaná kapacita zásobníků plynu dle variant Břeclav
50 45
+ 15 TWh
40
Dolní Rožínka
35
(TWh)
30 25
+ 2,7 TWh Dambořice
napojení Dolních Bojanovic
útlum využívané kapacity po roce 2036
20 15 10 5 0 2015
2020
2025 Koncepční
2030
2035 Fosilní
2040
2045
2050
Nízkouhlíková 53
Plynárenství – provoz soustavy Předpoklady analýzy
bilance plynárenské soustavy vytvořena v návaznosti na analýzy provozu a možností rozvoje uvedeného v předchozích kapitolách
bilance provedeny pro varianty, volené tak, aby pokrývaly široké spektrum možných cest vývoje plynárenství, a to zejména z pohledu rozvoje poptávky po plynu
bilance provozu plynárenské soustavy byly analyzovány pro čtyři provozní stavy: 1. Běžný provoz: normální teplota, dovoz i provoz zásobníků 2. Běžný provoz s podnormální teplotou: vysoce podnormální teplota v lednu a únoru 3. Omezení dovozu: normální teplota, snížení dovozu na 25 % obvyklé hodnoty 4. Omezení dovozu s podnormální teplotou: vysoce podnormální teplota a snížení dovozu na 25 % obvyklé hodnoty
54
Plynárenství – provoz soustavy Běžný provoz soustavy – 2050 srovnání krajních variant z pohledu spotřeby plynu
ze srovnání je vidět podstatný rozdíl ve vývoji spotřeby zemního plynu i nutnost výrazného navyšování využití zásobníků i dovozu plynu ze 60 zahraničí
50 varianty se liší spotřebou plynu, a to zejména v segmentu monovýroby elektřiny a KVET 40
1000
900
900
800
800
700
700
600
600
500 400 300 200 100 0
60
50
40
varianta Fosilní
500 400 30 300 200 20
100 0
1
-100
-100
-200
-200
-300
-300
2 1
3 2
4 3
5 4
6 5
7 6
čerpání ze zásobníků čerpání ze zásobníků plnění nových zásobníkových kapacit plnění nových zásobníkových kapacit spotřeba sféry a domácností ostatní spotřebaostatní výrobní sféry a výrobní domácností dovoz ČR dovoz ČR
8 7
9 8
10 9
1110
12 11
12 10
0
vtláčení do zásobníků vtláčení do zásobníků CSP+CNG CSP+CNG spotřeba monovýroby spotřeba monovýroby elektřiny, KVETelektřiny, a MKO KVET a MKO zásobníků plynu (pravá osa) stav zásobníků stav plynu (pravá osa)
množství plynu v zásobnících (TWh)
1000
denní hodnoty (GWh)
denní hodnoty (GWh)
varianta Nízkouhlíková
množství plynu v zásobnících (TWh)
v běžném provozu nedojde v 30 žádné z variant k poklesu stavu zásobníků pod 11 TWh
20 maximální denní spotřeby plynu na úrovni celé soustavy včetně CNG 10 se pohybují v rozmezí hodnot 460 GWh (Nízkouhlíková) a 580 GWh (Fosilní) 0
55
Plynárenství – provoz soustavy Provoz se snížením dovozu a s podnormální teplotou (snížení dovozu nastane 15. ledna)
900
900
800
800
700
700
600
600
500 400 300 200 100 0
50
nutnost omezení spotřeby 2. února
40
varianta Fosilní
30 300 200 20
100
-100
-100
-200
-200
-300
-300
u obou krajních variant by došlo 50 k nutnosti omezit spotřebu vlivem nedostatečného výkonu 40 čerpání zásobníků
400
0
60
500
1
srovnání krajních variant z pohledu počtu dnů, po které může za takových okolností soustava dále fungovat na konci 60 sledovaného horizontu
2 1
3 2
4 3
5 4
6 5
7 6
8 7
9 8
10 9
1110
12 11
12 10
množství plynu v zásobnících (TWh)
1000
množství plynu v zásobnících (TWh)
1000
denní hodnoty (GWh)
denní hodnoty (GWh)
varianta Nízkouhlíková
ve všech variantách je soustava 30 schopna přinejmenším dvou týdnů provozu (18 ve variantě 20 Nízkouhlíkové) bez nutnosti omezení spotřeby 10
nutnost omezení spotřeby 23. února čerpání ze zásobníků čerpání ze zásobníků plnění nových zásobníkových kapacit plnění nových zásobníkových kapacit spotřeba sféry a domácností ostatní spotřebaostatní výrobní sféry a výrobní domácností dovoz ČR dovoz ČR
0
vtláčení do zásobníků vtláčení do zásobníků CSP+CNG CSP+CNG spotřeba monovýroby spotřeba monovýroby elektřiny, KVETelektřiny, a MKO KVET a MKO zásobníků plynu (pravá osa) stav zásobníků stav plynu (pravá osa)
0
56
Plynárenství – provoz soustavy Shrnutí výsledků analýz
graf uvádí: počet dnů bez omezení spotřeby při snížení dovozu o 75 % dne 15. ledna 120
100 normální teploty
80
69 dnů (dnů)
60
40
37 dnů
- 12 °C
20
0 2015
2020
2025
2030
2035
2040
2045
Koncepční normál
Koncepční -12 °C
Fosilní normál
Fosilní -12 °C
Nízkouhlíková normál
Nízkouhlíková -12 °C
2050
57
Plynárenství – provoz soustavy Shrnutí výsledků analýz
tabulka uvádí: Poměr kapacity zásobníků k celkové roční spotřebě plynu (%) rok
Koncepční
Fosilní
Nízkouhlíková
2015
36
36
36
2016
41
41
41
2017
41
41
41
2018
48
48
48
2019
47
47
48
2020
48
48
47
2021
47
47
47
2022
44
44
45
2023
45
45
44
2024
44
44
44
2025
44
43
44
2030
40
40
42
2035
37
37
40
2040
35
35
36
2045
36
36
34
2050
35
36
35
zachování současné úrovně 58
Srovnání variant rozvoje plynárenství Celková spotřeba plynu v ČR – rok 2050 140
+ 46 TWh
Rozvoj CSP bude dán dominantně využitím plynu pro výrobu elektřiny a tepla a využitím ve specifických oblastech (CNG, MKO, náhrada tříděného uhlí).
Využití zemního plynu, zejména pro výrobu elektřiny, bude velmi výrazně záviset na budoucnosti politik k ochraně klimatu a ovzduší.
CSP s uvažováním spotřeby CNG setrvale poroste. U Nízkouhlíkové varianty se odklon od plynu v elektroenergetice a teplárenství projeví poklesem spotřeby od roku 2037, Koncepční varianta očekává stagnaci CSP s CNG od roku 2038.
Rozvoj CNG je očekáván u osobních vozidel, autobusů a malých nákladní vozidel; nejvýraznější podíl je očekáván u autobusů.
Nejvýraznější spotřeba však bude realizována v segmentu osobních vozidel do 3,5 t.
Růst spotřeby bude výrazně záviset na politice státu a podpoře v podobě daňových úlev či zvýhodnění
roční spotřeba plynu (TWh)
120 stav roku 2014
100
+ 13 TWh
80
60
40
20
0 Koncepční
Fosilní
Nízkouhlíková
Spotřeba CNG – rok 2050 24 + 19 TWh
roční spotřeba plynu (TWh)
20
16
12 + 8,9 TWh
8 stav roku 2014
4
0 Koncepční
Fosilní
Nízkouhlíková
59
Srovnání variant rozvoje plynárenství Investice do plynárenství ČR (kumulovaně mezi roky 2013 a 2050) odhadované investice (mld. Kč, běžné ceny)
600 503 mld. Kč
500
I pro Nízkouhlíkovou variantu, která předpokládá nejméně intenzivní rozvoj plynárenské infrastruktury, bude v horizontu roku 2050 zapotřebí kumulovaných investic v běžných cenách v odhadované přibližné výši 426 mld. Kč.
Významný podíl na výši odhadovaných investic budou tvořit i náklady na udržování a rozvoj plynárenské distribuční soustavy.
426 mld. Kč
400
300
200
100
0 Koncepční
Fosilní
Nízkouhlíková
Kapacita zásobníků plynu – rok 2050 50
instalovaná kapacita (TWh)
40
+ 15 TWh
stav roku 2014
+ 2,8 TWh
Nízkouhlíková varianta počítá ke konci řešeného období s poklesem kapacity o 8 TWh, což souvisí s poklesem využívání plynu v této variantě na konci řešeného období.
Prostřednictvím zásobníků plynu bude pokrytí bezpečnostního standardu dodávek navýšeno ze současných 20 % až na 30 %, k čemuž bude kapacita zásobníků dostačovat.
Při pokračování status-quo v ukrajinsko-ruských vztazích může uskladňovací úloha zásobníků dále výrazně růst.
30
20
10
0 Koncepční
Fosilní
Nízkouhlíková
60
Srovnání variant rozvoje plynárenství Celková délka přepravní soustavy – rok 2050 4,5
+ 419 km
+ 229 km
V závislosti na vyšším zajištění bezpečnosti dodávek bude v rámci vnitrostátní potrubní sítě potřeba posílit některé trasy.
Vnitrostátní plynovod Moravia o délce 210 km má za úkol nejen vyřešit komplikace se zásobováním střední a severní Moravy a Slezska plynem, ale navíc umožní napojení ČR na polský plynovodní systém.
Aby byly zajištěny dodávky zemního plynu do výroben spalujících plyn, kterých by ve variantě Fosilní mělo být realizováno více, bude třeba vybudovat nová potrubní vedení i k těmto výrobnám elektřiny.
délka přepravní soustavy (tis. km)
4,0 stav roku 2014
3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 Koncepční
Fosilní
Nízkouhlíková
Kapacita mezistátního napojení ČR – rok 2050 4,5
+ 0,44 TWh/den + 0,14 TWh/den
kapacita přeshraničního propojení (TWh/den)
4,0 3,5 3,0
Vzhledem k rozvoji spotřeby plynu bude pro případy jejího vyššího nárůstu vhodné navýšit kapacitu mezistátního napojení české plynárenské soustavy na soustavy sousedních států.
K zajištění vyšší bezpečnosti a operativnosti evropské plynovodní sítě bude potřeba nových propojení mezi soustavami, a to především ve směru sever–jih.
S vzrůstem počtu mezistátních propojení mezi soustavami bude pravděpodobně možné lépe diverzifikovat zdroje plynu.
stav roku 2014
2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 Koncepční
Fosilní
Nízkouhlíková
61
Shrnutí Vybrané výsledky analýz pro horizont roku 2050 – plynárenství
1. poptávka po zemním plynu bude výrazně určena jeho uplatněním v nových oblastech: zejména jde o náhradu energetického, ale i tříděného hnědého uhlí, CNG a při monovýrobě elektřiny
2. dle okolností může dojít k nárůstu poptávky v rozmezí 5 až 35 % 3. při prosazení cílů na snižování emisí oxidu uhličitého dle dokumentu Roadmap2050 by došlo k dočasnému nárůstu poptávky a od roku 2035 pak dramatickému poklesu prakticky až na dnešní úroveň (otázkou je rentabilita provozu zařízení na 20 až 25 let)
4. rozvoj poptávky musí být podpořen rozvojem zásobníkové kapacity: doporučuje se zachovat hodnotu poměru kapacity zásobníků k roční spotřebě na současné úrovni okolo 35 %
62
Shrnutí Vybrané výsledky analýz pro horizont roku 2050 – plynárenství
5. zásobníková kapacita by měla činit z pohledu dneška optimálních 35 % roční spotřeby zemního plynu: umožňuje přibližně dva měsíce provozu při snížení dovozu o 75 % v polovině ledna.
6. pro zajištění bezpečného chodu soustavy je doporučeno realizovat přinejmenším plynovod Moravia a sledovat a vývoji spotřeby přizpůsobovat další rozhodování o posilování potrubní infrastruktury.
6. bezemisní energetika bude pro plynárenství menší příležitostí a bude méně investičně náročná: o přibližně 10 % ve srovnání s Koncepční variantou
63
Obsah
Úvod
Elektroenergetika
Závěry a doporučení
Varianty rozvoje energetiky
Plynárenství
Diskuse
Závěry a doporučení Koncepční varianta dále rozpracovala vývoj navržený v SEK platná SEK dle výsledků analýz: – je vyváženým a pragmaticky zvoleným rozvojovým směrem
– proporcionalitou návrhu eliminuje rizika změny trendu – lze ji technicky realizovat za ekonomicky výhodných podmínek
65
Závěry a doporučení Doporučení pro celkové směřování energetiky ČR
na úrovni EU prosazovat transparentní energetickou a environmentální politiku, která bude: a) sledovat cíl redukce energetické závislosti Evropy b) redukci emisí skleníkových plynů bude prosazovat pouze formou politiky povolenek a úspor c) nebude snižovat potenciál ekonomického růstu d) bude respektovat regionální a přírodní podmínky
pro naplnění cílů Státní energetické koncepce z roku 2015 doporučeno: a) prosadit realizaci velkých zdrojů elektřiny s nízkými emisemi či bez emisí CO2 b) podporovat energeticky a ekonomicky efektivní úspory ve všech oblastech energetiky
pro vykazování úspor a vývoje poptávky po energiích: a) sledovat indukovanou poptávku b) sledovat poptávku přesunutou do zahraničí c) sledovat neměřenou výrobu 66
Závěry a doporučení Hlavní rizika pro elektroenergetiku
1. prudké navýšení spotřeby v nových segmentech (elektromobilita): bilanční problémy i problémy s provozem ES
2. pokračování v trendu deformací trhu s elektřinou: růst nákladů na energetiku, který může být integrován do položek státního rozpočtu ČR; růst cen elektřiny
3. odkládání rozhodnutí o jaderném programu: předurčuje budoucí mix tak, že bude více závislý na rychle realizovatelných zdrojích, tedy dojde k prudkému navýšení podílu výroby z plynu
4. ponechání nynějšího tarifního systému / odkládání rozhodnutí o novém designu trhu: velmi negativní dopady do plateb většiny populace; destabilizace distribuce a ohrožení NAP SG
67
Závěry a doporučení Doporučení pro elektroenergetiku
dlouhodobě očekáván nárůst podílu elektřiny v energetické bilanci výsledky a potenciál opatření a nových oblastí poptávky je nutno pravidelně analyzovat (elektromobily, klimatizace, tepelná čerpadla pro vytápění)
zachovat soběstačnost české elektroenergetiky ve výrobě elektřiny a poskytování záloh a regulačních výkonů, a to především s ohledem na velmi nejistý vývoj v EU
pokračovat v jaderném programu tak, jak navrhuje Státní energetická koncepce. Využití jaderné energie navyšuje energetickou soběstačnost a je cestou k nízkoemisní energetice.
zajistit pouze částečný přechod k decentrální energetice, a to především za využití obnovitelných zdrojů.
míra decentrální výroby dána: tržní princip – bezpečnost dodávek – provozovatelnost soustavy 68
Závěry a doporučení Hlavní rizika pro plynárenství
1. rychlé navyšování poptávky: související především s možnou realizací výroby elektřiny a tepla z plynu ve velkých jednotkách
2. nerentabilita provozu zásobníků plynu: snížení provozovatelnosti a bezpečnosti plynárenské soustavy
3. nerealizace důležitých potrubních tras: jde zejména o severojižní propojení 4. malá diverzifikace zdrojů pro ČR – nezapojení ČR do evropských potrubních projektů: snížení energetické bezpečnosti ČR
69
Závěry a doporučení Doporučení pro plynárenství
pravidelně analyzovat možnosti vývoje poptávky po plynu, především v dosud nerozvinutých a nových oblastech a vyhodnocovat potenciál úspor
prosazovat integraci ČR do projektů plynovodních tras a tím diverzifikovat zdroje i přepravní trasy plynu (přístup k polskému LNG a napojení na rakouskou infrastrukturu)
aktivně přistupovat k integraci trhů s plynem v okolních státech a sledovat situaci v oblasti regulatorních změn (v zájmu bezpečnosti a konkurenceschopnosti dodávek) nenavyšovat neúměrně využití plynových zdrojů při výrobě elektřiny a tepla. Vyvážený kompromis využití zemního plynu v těchto oblastech nabízí platná Státní energetická koncepce
sledovat situaci v uskladňování plynu a zajistit využívání zásobníků plynu v ČR a jejich rozvoj adekvátní předpokládané spotřebě – v případě špatné rentability provozu zásobníků je pak doporučeno najít způsob, jak jejich provoz zajistit na nekomerční bázi 70
Obsah
Úvod
Elektroenergetika
Závěry a doporučení
Varianty rozvoje energetiky
Plynárenství
Diskuse
Při řešení bylo využito výsledků sběru dat od provozovatelů energetických zařízení, uzavřeného v září 2015
http://www.ote-cr.cz/statistika/dlouhodoba-rovnovaha
Zpracováno ve spolupráci s EGÚ Brno, a. s.
