OČEKÁVANÁ DLOUHODOBÁ ROVNOVÁHA MEZI NABÍDKOU A POPTÁVKOU ELEKTŘINY. Výhled do roku 2040 Vybrané informace o dlouhodobém rozvoji ES ČR

OČEKÁVANÁ DLOUHODOBÁ ROVNOVÁHA MEZI NABÍDKOU A POPTÁVKOU ELEKTŘINY Výhled do roku 2040 Vybrané informace o dlouhodobém rozvoji ES ČR

Zpracovatel studie: EGÚ Brno, a. s. Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy Únor 2009

Očekávaná dlouhodobá rovnováha mezi nabídkou a poptávkou elektřiny

OBSAH SEZNAM ZKRATEK A POJMŮ 1

ÚVOD

1

2

KVANTIFIKACE POŽADAVKŮ NA ENERGETICKOU BEZPEČNOST A SPOLEHLIVOST ZÁSOBOVÁNÍ ELEKTŘINOU

4

SPOTŘEBA ELEKTŘINY

7

3.1

VÝVOJ POPTÁVKY PO ELEKTŘINĚ VE STŘEDOEVROPSKÉM REGIONU

7

3.2

VÝVOJ POPTÁVKY PO ELEKTŘINĚ V ČR

10

3.2.1 Očekávaný vývoj ekonomiky ČR

10

3.2.2 Predikce vývoje poptávky po elektřině v ČR

12

3.2.3 Predikce vývoje průběhů zatížení v ČR

14

3

4

STŘEDNĚDOBÝ VÝVOJ ES ČR VE STŘEDOEVROPSKÉM KONTEXTU

16

4.1

PŘEDPOKLÁDANÝ ROZVOJ ZDROJŮ VE STŘEDOEVROPSKÉM REGIONU

16

4.2

OČEKÁVANÝ VÝVOJ BILANCÍ ZEMÍ STŘEDOEVROPSKÉHO REGIONU

19

4.3

EVROPSKÝ TRH S ELEKTŘINOU

22

4.3.1 Rozvoj evropských elektrizačních soustav

22

4.3.2 Omezení evropského trhu s elektřinou

26

4.3.3 Očekávané ceny silové elektřiny ve středoevropském regionu

31

4.3.4 Očekávané trendy obchodních výměn mezi jednotlivými soustavami středoevropského regionu

34

VÝROBNÍ ZÁKLADNA ES ČR VE STŘEDNĚDOBÉM VÝHLEDU

36

4.4.1 Jaderné elektrárny

38

4.4.2 Tepelné elektrárny ČEZ

38

4.4.3 Tepelné elektrárny nezávislých výrobců

39

4.4.4 Vodní elektrárny

41

4.4.5 Ostatní obnovitelné zdroje

42

4.4.6 Shrnutí vývoje zdrojů ve střednědobém výhledu

43

4.4.7 Kombinovaná výroba elektřiny a tepla

44

TRH S ELEKTŘINOU A PROVOZ ES ČR

49

4.5.1 Určení obchodních toků elektrické energie vázaných na středoevropský trh

49

4.5.2 Očekávané ceny elektřiny

55

4.5.3 Výrobní bilance a analýza provozu

57

4.5.4 Výkonová bilance, její spolehlivost a bilance podpůrných služeb

70

4.4

4.5

únor 2009

Obsah

Očekávaná dlouhodobá rovnováha mezi nabídkou a poptávkou elektřiny

5

STRATEGICKÉ SMĚRY ROZVOJE ES ČR

75

5.1

OČEKÁVANÝ STAV ZDROJŮ K ROKU 2015 A JEJICH DALŠÍ VÝVOJ

76

5.1.1 Jaderné elektrárny

76

5.1.2 Tepelné elektrárny ČEZ

76

5.1.3 Tepelné elektrárny nezávislých výrobců

80

5.1.4 Vodní elektrárny

82

STANOVENÍ ÚLOHY OBNOVITELNÝCH ZDROJŮ

83

5.2.1 Větrná energetika

84

5.2.2 Solární energetika (fotovoltaické zdroje)

87

5.2.3 Geotermální zdroje

88

5.2.4 Biomasa a bioplyn

89

5.2.5 Druhotné zdroje

93

5.3

SPECIFIKACE VÝROBNÍCH JEDNOTEK DOPORUČENÝCH PRO ROZVOJ ES

94

5.4

ANALÝZA VÝCHOZÍ SITUACE VE VÝKONOVÉ BILANCI

98

5.5

ROZVOJOVÉ VARIANTY

100

5.5.1 Varianta jaderná A (s vyšším využitím tuzemských zdrojů paliv)

102

5.5.2 Varianta jaderná B (s omezeným využitím tuzemských zdrojů paliv)

112

5.5.3 Varianta klasická K (minimalistická)

121

5.2

6

PROBLEMATIKA PALIVOVÉ ZÁKLADNY ES ČR S DOPADEM NA ŽIVOTNÍ PROSTŘEDÍ

132

6.1

ÚVOD DO BILANCE PALIV

132

6.2

BILANCE PRIMÁRNÍCH ENERGIÍ

132

6.3

SPOTŘEBY HLAVNÍCH DRUHŮ PALIV

134

6.3.1 Spotřeba hnědého uhlí

134

6.3.2 Spotřeba černého uhlí

135

6.3.3 Spotřeba zemního plynu

135

DOSTUPNOST ROZHODUJÍCÍCH PRIMÁRNÍCH PALIVOVÝCH ZDROJŮ

136

6.4.1 Hnědé uhlí

136

6.4.2 Černé uhlí

141

6.4.3 Zemní plyn

142

BILANCE ZDROJŮ HNĚDÉHO UHLÍ VE VZTAHU K JEHO SPOTŘEBĚ V ENERGETICE A TEPLÁRENSTVÍ

146

VLIV PROVOZU ES NA ŽIVOTNÍ PROSTŘEDÍ

149

6.6.1 Emisní bilance ES ČR

149

6.6.2 Vliv obchodování s povolenkami na emise skleníkových plynů na očekávaný provoz výrobní základny ES ČR

152

6.6.3 Vliv povolenek na trh s elektřinou v ČR

153

6.4

6.5 6.6

Obsah

únor 2009

Očekávaná dlouhodobá rovnováha mezi nabídkou a poptávkou elektřiny

7

8

PROVOZ A ROZVOJ ELEKTRICKÝCH SÍTÍ

155

7.1

VÝVOJ ZATÍŽENÍ V SÍTÍCH ES ČR

155

7.2

ROZVOJ PŘENOSOVÉ SÍTĚ A SÍTÍ 110 KV V PERSPEKTIVĚ

158

7.2.1 Východiska rozvoje sítí

158

7.2.2 Připravované změny v sítích

159

7.3

VLIV ROZVOJE ZDROJŮ NA BUDOUCÍ PROVOZ SÍTÍ

168

7.4

SIMULAČNÍ VÝPOČTY PROVOZU SÍTÍ V PERSPEKTIVĚ

172

7.4.1 Analýza provozu sítí v očekávaném maximu zatížení roku 2010 a 2015

172

7.4.2 Provoz PS v perspektivě pro vybrané varianty rozvoje výrobní základny

179

7.5

VÝKONOVĚ BILANČNÍ POMĚRY V SÍTÍCH

182

7.6

PŘEDPOKLÁDANÉ ZAPOJENÍ SÍTÍ PS A 110 KV V PERSPEKTIVĚ

185

7.7

ZHODNOCENÍ OČEKÁVANÉHO ROZVOJE SÍTÍ

186

ANALÝZA RIZIK 8.1

ANALÝZA RIZIK V OBLASTI KVANTIFIKACE POŽADAVKŮ NA ENERGETICKOU BEZPEČNOST A SPOLEHLIVOST ZÁSOBOVÁNÍ ELEKTŘINOU

190

8.2

ANALÝZA RIZIK V OBLASTI SPOTŘEBY ELEKTŘINY

191

8.3

ANALÝZA RIZIK STŘEDNĚDOBÉHO VÝVOJE ES ČR VE STŘEDOEVROPSKÉM KONTEXTU

192

8.4

ANALÝZA RIZIK STRATEGICKÉHO SMĚŘOVÁNÍ ROZVOJE ES ČR

193

8.5

ANALÝZA RIZIK V OBLASTI PROBLEMATIKY PALIVOVÉ ZÁKLADNY ES ČR S DOPADEM NA ŽIVOTNÍ PROSTŘEDÍ

194

ANALÝZA RIZIK PROVOZU A ROZVOJE ELEKTRICKÝCH SÍTÍ

195

ZÁVĚREČNÉ HODNOCENÍ MOŽNOSTI DOSAŽENÍ ROVNOVÁHY MEZI NABÍDKOU A POPTÁVKOU ELEKTŘINY

196

8.6

9

190

únor 2009

Obsah

Seznam zkratek a pojmů

SEZNAM ZKRATEK A POJMŮ AAU

jednotky stanoveného množství pro obchodování s emisemi (Assigned Amount Units)

ADTT

urychlovačem řízené transmutační technologie pro likvidaci jaderného odpadu (Accelerator Driven Transmutation Technology)

APG

provozovatel přenosové soustavy v Rakousku (Austrian Power Grid)

APWR

pokročilý tlakovodní jaderný reaktor (Advanced Pressured Water Reactor)

ARA

označení pro přístavy u Severního moře - Amsterdam, Rotterdam, Antverpy

AT

zkratka pro Rakousko

AV ČR

Akademie věd České republiky

AVE

akumulační vodní elektrárna

baseload

burzovní produkt - konstantní dodávka elektřiny 24 hodin denně ve stanoveném (např. ročním) období

BAT

nejlepší dostupné technologie (Best Available Technology)

BG

teplárna na bioplyn (BioGas)

BM

elektrárna na spalování biomasy (BioMass)

BT

blokový transformátor

CCGT

paroplynový cyklus (Combined Cycle Gas Turbine)

CCS

zachycování CO2 ze spalin (Carbon Capture and Storage)

CDM

dohoda umožňující zemím investovat do omezování emisí skleníkových plynů v rozvojových zemích připojených ke Kyotskému protokolu (Clean Development Mechanism)

CER

kredity vzešlé z projektů CDM, které lze konvertovat na povolenky (Certified Emission Reduction)

CIGRE

Mezinárodní rada velkých elektrizačních soustav - nevládní a nezisková mezinárodní asociace (Conseil International des Grands Réseaux Électriques)

CPL

porovnávací cenová hladina (Comparative Price Level)

CZT

centralizované zásobování teplem

ČEPS

provozovatel přenosové soustavy v České republice

ČEZ

energetická společnost - rozhodující výrobce v ČR ve většinovém vlastnictví státu

ČHMÚ

Český hydrometeorologický ústav

ČOV

čistírna odpadních vod

únor 2009

Zkratky

Seznam zkratek a pojmů

ČSRES

České sdružení regulovaných energetických společností - oborové sdružení

ČSÚ

Český statistický úřad

ČU

černé uhlí

ČVUT-FEL

České vysoké učení technické - fakulta elektrotechnická

DDZ

denní diagram zatížení s hodinovou diskrétností

DE

zkratka pro Německo

DNT

Doly Nástup Tušimice - uhelný lom na Chomutovsku

DS

distribuční soustava - systém vedení 110 kV, vedení vysokého napětí a nízkého napětí

DT

denní trh v obchodování s elektřinou

DZ

dispečerská záloha (kategorie regulačních služeb)

DZ30

30minutová dispečerská záloha (najetí výkonu do 30 min. od požadavku)

DZ90

90minutová dispečerská záloha (najetí výkonu do 90 min. od požadavku)

E.ON

energetická společnost, provozující přenosovou soustavu v části Německa, v ČR vlastní distribuční společnost působící na jižní Moravě a v jižních Čechách

e. r.

směnné kurzy (exchange rate)

E12

členské země Evropské unie přistoupivší hromadně v roce 2004 a v roce 2007 - Česká republika, Slovensko, Polsko, Litva, Lotyšsko, Estonsko, Maďarsko, Slovinsko, Malta, Kypr, Rumunsko, Bulharsko)

E15

členské země Evropské unie před tzv. "velkým rozšířením" - Německo, Francie, Holandsko, Belgie, Lucembursko, Velká Británie, Irsko, Španělsko, Portugalsko, Dánsko, Švédsko, Finsko, Rakousko, Itálie, Řecko

E27

označení pro všechny členské země EU

EEN

elektroenergetická náročnost (poměr spotřeby elektřiny a HDP)

EEX

Lipská energetická burza

EFOM

matematický model pro optimalizaci agregované bilance energetiky použitý pro zpracování SEK

ENTSO-E

evropská síť provozovatelů přenosových soustav elektřiny (The European Network of Transmission System Operators for Electricity)

ERU

jednotka (kredit) používaná v rámci JI pro tunu CO2 ekvivalentu (Emission Reduction Unit)

ERÚ

Energetický regulační úřad

ES

elektrizační soustava

Zkratky

únor 2009

Seznam zkratek a pojmů

ES ČR

elektrizační soustava České republiky

ETS

systém obchodování s emisními povolenkami (Emission Trading System)

EU

Evropská unie

EU-27

označení pro všechny členské země EU

EUA

emisní povolenka (EU Emission Allowances) - právo provozovatele vypustit do ovzduší 1 t ekvivalentu CO2

EUR

zkratka pro společnou evropskou měnu euro

EURELECTRIC

odvětvové sdružení zastupující společné zájmy evropského odvětví elektroenergetik

EUROSTAT

statistický úřad Evropských společenství

FERC

regulační úřad v USA (Federal Energy Regulatory Comission)

FVE

fotovoltaická elektrárna

GFR

plynem chlazené rychlé reaktory (Gas-cooled Fast Reactor)

GHG

skleníkové plyny (Greenhouse Gases)

GIS

mechanismus ekologických investic (GIS-Green Investment Scheme)

GT

plynová spalovací turbína (Gas Turbine)

GT

geotermální elektrárna

GTE

geotermální elektrárny

HDP

hrubý domácí produkt

HFC

fluorované uhlovodíky

HM

hodinový model

HPH

hrubá přidaná hodnota - ekonomická kategorie vhodnější pro posuzování než HDP

HU

hnědé uhlí (v širším slova smyslu zahrnuje i lignit)

CHP

anglická zkratka pro kombinovanou výrobu elektřiny a tepla (KVET) (Combined Heat and Power)

Idov

dovolené proudové zatížení vedení

IET

mezinárodní obchod s emisemi (International Emission Trading)

IGCC

integrovaný paroplynový cyklus (Integrated Gas Combined Cycle)

IPS

též IPS/UPS - sdružení přenosových sítí na území většiny států bývalého Sovětského svazu

IRR

vnitřní míra výnosu (Internal Rate of Return)

únor 2009

Zkratky

Seznam zkratek a pojmů

ITER

Mezinárodní termonukleární experimentální reaktor (International Thermonuclear Experimental Reactor)

JE

jaderná elektrárna

JEDU

jaderná elektrárna Dukovany

JETE

jaderná elektrárna Temelín

JI

mechanismus definovaný Kyotským protokolem pro obchodování s emisemi mezi státy uvedenými v Annex 1 (Joint Implementation)

KE

kondenzační elektrárna

KO

kondenzační odběrová turbína

KVET

kombinovaná výroba elektřiny a tepla

LDS

lokální distribuční soustava - distribuční soustava menšího rozsahu, nepřipojená na přenosovou soustavu

LFR

rychlé reaktory chlazené tekutým olovem (Lead-cooled Fast Reactor)

LOLE

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

LULUCF

využití krajiny, změny ve využití krajiny a lesů - faktor zohledňující pohlcování CO2 přírodou (Land Use, Land Use Change and Forestry)

LWR

lehkovodní reaktor

MAES

komplex simulačních programů v EGÚ Brno (modelové analýzy elektrizační soustavy)

MDK

model dlouhodobých kontraktů

MHD

magnetohydrodynamický generátor

MOO

maloodběr domácnosti (odběr z úrovně nízkého napětí)

MOP

maloodběr podnikatelů (odběr z úrovně nízkého napětí)

MPO

Ministerstvo průmyslu a obchodu

MSP

model středoevropského prostoru

MSR

reaktory chlazené tavenými solemi (Molten Salt Reactor)

MVE

malá vodní elektrárna (do 10 MW instalovaného výkonu na lokalitě)

MŽP

Ministerstvo životního prostředí

N-1, N-2

kritéria posuzování spolehlivosti elektrických sítí (definováno v kodexech provozovatelů sítí)

NAP

Národní alokační plán - plán produkce emisí CO2

NAP1

Národní alokační plán pro období 2005 - 2007

Zkratky

únor 2009

Seznam zkratek a pojmů

NAP2

Národní alokační plán pro období 2008 - 2012

NAP3

Národní alokační plán pro období po roce 2013 (zatím nejsou zcela dořešeny všechny principy)

NEK

Nezávislá odborná komise pro posouzení energetických potřeb České republiky v dlouhodobém horizontu (zkráceně „Nezávislá energetická komise")

nn

nízké napětí (v našich podmínkách 400/230 V)

NORDEL

mezinárodní organizace přenosových sítí v severní Evropě (Organisation for the Nordic Transmission System Operators)

NPV

čistá současná hodnota (ekonomická kategorie) (Net Present Value)

OECD

Organizace pro hospodářskou spolupráci a rozvoj (Organisation for Economic Co-operation and Development)

OKT

organizovaný krátkodobý trh

ORC

Organický Rankinův cyklus - tepelný oběh umožňující využití nízkopotenciálového tepla

OZE

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

PCB-C

označení pro práškový uhelný blok na černé uhlí (Pulverized Coal-fired Block - Hard Coal)

PCB-L

označení pro práškový uhelný blok na hnědé uhlí (Pulverized Coal-fired Block - Lignite)

PDS

provozovatel distribuční soustavy - podnik zajišťující technický provoz a rozvoj distribučních sítí na úrovni velkého regionu

PFC

perfluorouhlovodíky

PL

zkratka pro Polsko

PP

plynná paliva

PP

doba návratnosti (Payback Period)

PPC

paroplynový cyklus

PPE

paroplynová elektrárna

PPP

parita kupní síly (Purchase Power Parity)

PpS

podpůrné služby (činnost elektráren k zajištění systémových služeb)

PPS

provozovatel přenosové soustavy

PPS

standard kupní síly (Purchase Power Standard)

PR

primární regulace (kategorie regulačních služeb)

únor 2009

Zkratky

Seznam zkratek a pojmů

PRE

Pražská energetika - distribuční společnost působící v Praze

PRIMES

základní matematický bilanční model energetiky EU používaný Národní technickou universitou Atény

PS

přenosová soustava - systém vedení 400 kV a 220 kV a vybraných vedení 110 kV

PSE

provozovatel přenosové soustavy v Polsku

PST

souhrnné označení pro primární, sekundární a terciární regulaci nebo rezervu

PT

protitlaká turbína

PTO

protitlaká odběrová turbína

PV

fotovoltaická elektrárna (PhotoVoltaic)

PVE

přečerpávací vodní elektrárna

PXE

Pražská energetická burza

PZD

parní zbytkový diagram (diagram pokrývaný systémovými zdroji)

QS

quick start (kategorie systémových služeb)

QS 10

rychlý start do 10 minut

RO

rychlé odstavení (kategorie systémových služeb)

RSE

region střední Evropy - pracovní označení pro země střední Evropy Česká republika, Slovensko, Polsko, Německo, Rakousko, Maďarsko

RZN30-

regulační záloha záporná (netočivá) dosažitelná do 30 minut

s.c.

stálé ceny (ekonomická kategorie)

SCGT

blok se spalovací turbínou v otevřeném cyklu (Single Cycle Gas Turbine)

SCWR

jaderný blok s tlakovodním reaktorem s nadkritickými parametry (SuperCritical Water-cooled Reactor)

SD

Severočeské doly - uhelná společnost provozující těžbu na Mostecku a Chomutovsku

SEK

státní energetická koncepce

SEO

tuzemská netto spotřeba včetně ztrát vztažená na obyvatele

SEPS

provozovatel přenosové soustavy na Slovensku

SFR

rychlé reaktory chlazené tekutým sodíkem (Sodium-cooled Fast Reactor)

SHP

severočeská hnědouhelná pánev

SK

zkratka pro Slovensko

SME

Severomoravská energetika - bývalá distribuční společnost na severní Moravě, dnes ČEZ Distribuce

Zkratky

únor 2009

Seznam zkratek a pojmů

Sn

jmenovitý zdánlivý výkon transformátoru

SR

sekundární regulace (kategorie regulačních služeb)

SSH

malá vodní elektrárna, tj. do 10 MW instalovaného výkonu na lokalitě (Small-Scale Hydro)

SU

Sokolovská uhelná - uhelná společnost provozující těžbu hnědého uhlí na Sokolovsku

SyS

systémové služby - slouží k zajištění regulace napětí, výkonů a frekvence

TE

tepelné elektrárny na fosilní paliva a biomasu

TEP

teplárny

TG

turbogenerátor

TNS

tuzemská netto spotřeba (čistá konečná spotřeba elektřiny, nezahrnuje tedy síťové ztráty a vlastní spotřebu)

TO

topné oleje

TP

teplárna

TR

terciární regulace (kategorie regulačních služeb)

Tr

transformovna

TR-

záporná terciární regulace

TR+

kladná terciární regulace

TRp

alternativa k označení TR+, tj. kladná terciární regulace

TSO

obecně jde o provozovatele přenosových sítí, v některých zemích je více než jeden TSO (Transmission System Operator)

TUV

teplá užitková voda

TZL

tuhé znečišťující látky (popílek, prachové částice)

UCTE

mezinárodní sdružení provozovatelů přenosových sítí v západní, střední a jižní Evropě (Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity) Poznámka: sdružení od 1. 1. 2009 již neexistuje, funkce sdružení přebírá ENTSO-E - viz heslo

ÚEL

územně-ekologické limity - rozhodnutí vlády ČR z roku 1991 omezující postup hnědouhelných lomů v Podkrušnohoří

UKTSO

provozovatel přenosové sítě Velké Británie (United Kingdom Transmission System Operator)

UO

uzlová oblast - jde obvykle o území napájené z jednoho transformátoru PS/110 kV (nebo PS/DS)

VE

vodní elektrárny

únor 2009

Zkratky

Seznam zkratek a pojmů

VE-T

provozovatel přenosové soustavy v Německu (Vattenfall Europe - Transmission)

VHTR

velmi vysokoteplotní plynem chlazené reaktory (Very-High-Temperature Reactor)

vn

vysoké napětí (6 kV, 10 kV, 22 kV, 35 kV)

VO

velkoodběr (odběry z úrovně vysokého a velmi vysokého napětí)

VOC

těkavé organické látky (Volatile Organic Compounds)

VP

větrný park

VTE

větrná elektrárna

vvn

velmi vysoké napětí (110 kV, 220 kV, 400 kV)

WD

větrná elektrárna (Wind)

ZE

závodní elektrárna

ZM

zimní měření (celostátní měření v přenosové soustavě a distribučních sítích 110 kV v zimním období, prováděné jednorázově každý rok)

ZP

zemní plyn

Zkratky

únor 2009

1

Úvod

1

ÚVOD

Předkládaná studie řeší otázku zajištění rovnováhy mezi výrobou a spotřebou elektrické energie v České republice v časovém horizontu do roku 2040. Jedná se o dlouhé časové období, kdy se vedle relativně dobře odhadnutelného střednědobého výhledu musí řešit problematika dlouhodobého výhledu, v němž jde především o stanovení strategických záměrů. Hlavní cíle řešení projektu „Očekávaná dlouhodobá rovnováha mezi nabídkou a poptávkou elektřiny“, jehož závěry zpracované v rámci 5. dílčího výstupu obsahuje tato zpráva, lze definovat následovně:

Ê

Posoudit, jakou situaci lze (z pohledu dnešních znalostí) očekávat v dosažení trvalé rovnováhy mezi nabídkou a poptávkou po elektřině v ČR.

Ê

Zpracovat podklady, které by umožnily eliminovat rizika, která souvisejí se zajištěním potřebné úrovně spolehlivosti, bezpečnosti a soběstačnosti zásobování ČR elektřinou, a to ze všech potřebných a dostupných hledisek.

Ê

Zpracovat doporučení pro další směřování rozvoje ES ČR a stanovit možné trajektorie vývoje ES ČR tak, aby soustava s potřebnou spolehlivostí plnila požadavky na dodávku elektrické energie při respektování technických, ekonomických, ekologických a společensko-politických podmínek.

Je nutno zdůraznit, že i když v České republice v současné době existuje relativně ustálený a dobře fungující trh s elektřinou, nelze jeho principy fungování považovat za konečné. Je zřejmé, že existují oblasti, ve kterých je zajištění funkčnosti energetiky závislé na součinnosti s politickou sférou ČR a oblasti, v nichž aktualizace pravidel fungování je vázána na rozhodovací procesy, které jsou vytvářené ve spolupráci se zahraničními soustavami v různých mezinárodních orgánech, a to především v orgánech EU. Lze tedy očekávat změny současných pravidel, které mohou mít značný dopad na možnosti uplatnění, chování a perspektivu jednotlivých energetických subjektů na našem trhu s elektřinou. Naši energetiku čím dál tím víc ovlivňuje EU, která se, mimo jiné, snaží řadou systémových návrhů a směrnic zlepšovat životní prostředí. Představitelem těchto záměrů je klimaticko-energetický balíček. Tyto snahy, zvláště pro nově přistoupivší země, se však mnohdy jeví jako obtížně přijatelné a navíc i jako kontraproduktivní, neboť by měly velký dopad na celosvětovou konkurenceschopnost některých našich průmyslových odvětví a velký vliv na růst cenové hladiny. V souvislosti s řešením projektu je nutno upozornit na významné změny, ke kterým došlo v průběhu roku 2008 a které zároveň mají výrazný vliv na ekonomický vývoj a tím i na vývoj spotřeby elektřiny. Přibližně v polovině roku 2007 se objevila nejprve americká hypoteční krize, vyvolaná pravděpodobně orientací relativně velkého objemu investic do vysoce rizikových titulů, v průběhu roku 2008 pak tato krize přerostla v krizi důvěry ve finančním sektoru a ke konci roku 2008 bylo již možno hovořit o celosvětové krizi finanční důvěry. Jak na tuto situaci reaguje ekonomika na evropské, potažmo světové úrovni? Výrazným snížením očekávání ekonomických výsledků a výsledků samotných, rekordními propady indikátorů důvěry, poklesem cen akcií, ale také komodit. V souvislosti s poklesem růstu přidané hodnoty (v některých zemích pak s poklesem samotné přidané hodnoty) lze na celosvětové úrovni očekávat také pokles poptávky po elektřině. Na počátku roku 2009 je možno konstatovat přechod krize finanční v krizi hospodářskou, je možno konstatovat výrazné meziroční snížení množství spotřebované energie v posledním čtvrtletí roku 2008 a očekávání podobného vývoje v roce 2009. Analýze dopadů zmíněného vývoje je věnována velká pozornost. I za této okolnosti je však nutno konstatovat velmi obtížné a omezené možnosti predikce dopadů a časového vývoje.

únor 2009

strana 1

1

Úvod

V uplynulém období současně došlo ke strmému růstu a následně pak k ještě prudšímu pádu cen významných energetických komodit. V takto extrémně turbulentním prostředí je jen velmi obtížné seriózně hodnotit možnosti rozvoje energetiky, přičemž situace naznačuje, že jednou z hlavních podmínek, na kterou je nutno v naší ES klást velký důraz, je udržení nejméně dosavadní úrovně bezpečnosti a soběstačnosti dodávek elektřiny. To potvrzují i zkušenosti s řešením energetické krize v některých zemích EU na začátku letošního roku v souvislosti s přerušením dodávek plynu z Ruska přes území Ukrajiny. Je zřejmé, že přijímat rozhodnutí o směrech dalšího rozvoje naší energetiky bez zahrnutí situace v energetikách středoevropského regionu a směrech prosazovaných EU by bylo nezodpovědné. Za klíčové požadavky v tomto postupném procesu je nutno považovat snahu o: •

přijatelnou výši cen elektřiny,

•

dostupnost, soběstačnost a zabezpečenost dodávek elektřiny,

•

přijatelná rizika investorů ve vztahu k investicím do nových zdrojů,

•

další liberalizaci trhu s elektřinou oproti snahám o jeho regulaci.

Při přípravě potřebných opatření na úrovni ES ČR jako celku je nutno respektovat, že energetika České republiky se rychle blíží bodu zlomu, v němž období dostatečné kapacity vlastních elektráren a energetické soběstačnosti skončí. V této souvislosti je nezbytné bezodkladně řešit problémy dostupnosti palivové základny pro výstavbu nových zdrojů a sjednotit existující rozdílné názory na řešení ekologické výroby elektřiny a struktury nových výroben. Volba tzv. palivového mixu a tím i druhů nových výroben bude mít zároveň zásadní dopad na emise oxidu uhličitého. Posuzování výhod a nevýhod volby energetických zdrojů nebude záležet jen na ekonomické úvaze a posouzení emisí. Bude se muset zvažovat rovněž bezpečnost dodávek primárních paliv, přednosti a rizika jaderné energie nebo možnosti demolice sídel kvůli těžbě uhlí. Výsledky práce tzv. „Pačesovy komise“ bohužel nepřinesly žádná průlomová rozhodnutí. To, že v dalším rozvoji naší energetiky je nezbytné využít všechny domácí zdroje, přičemž žádný nelze opomenout, a to včetně jaderné energie, a že je důležité soustředit se na racionální využívání obnovitelných zdrojů, je jedině možná a logická rozvojová strategie a požadavek pro odborníky plně akceptovatelný. Predikce budoucího stavu ES ČR musí být založena také na analýze středoevropského prostoru a z tohoto pohledu je nutno přistoupit k řešení možných rizik a krizových stavů provozu propojené ES. Za jedno z významných rizik, spojených s rozvojem ES ČR, lze považovat riziko z nečinnosti. Rozhodnutí a přijetí potřebných opatření na úrovni řídící sféry státu je nutno provést co nejdříve z důvodů stávající rizikové situace v disponibilitě a perspektivách palivové základny ES ČR a potřebné době na realizaci výstavby nových zdrojů. Stěžejními problémy, které významně ovlivní přístupy k dalšímu rozvoji ES ČR a bezprostředně čekají na rozhodnutí, jsou: •

zachování nebo prolomení limitů těžby hnědého uhlí, především s dopadem na zajištění kombinované výroby elektřiny a centralizovaného tepla a dodávek uhlí pro sektor malospotřebitelů a obyvatelstva,

•

státní souhlas a podpora pro pokračování ve výstavbě jaderných elektráren,

•

rozsah podpory obnovitelným zdrojům, a to ve vazbě na reálné možnosti využívání jejich potenciálu v podmínkách ČR a na uplatnění existujících požadavků EU,

•

velikost realizovatelných úspor elektřiny v bilanci ES ČR,

strana 2

únor 2009

Úvod

1

•

dopad ekonomických nástrojů z oblasti redukce emisí a dopad ekologických daní na výstavbu a provoz nových zdrojů, uplatnění tržních principů při rozhodování o nových investicích u všech subjektů elektroenergetiky.

Při hodnocení budoucího stavu elektrizační soustavy ČR ze strategického pohledu „energetické bezpečnosti a spolehlivosti zásobování elektřinou“ je nutno především konfrontovat očekávané požadavky spotřebitelů s výrobními kapacitami a jejich zajištěním primárními zdroji. Přitom je nutné mít na zřeteli, že projednání výstavby nových energetických děl je již dlouhodobě velmi zdlouhavý proces, který neúměrně protahuje jejich realizaci. V případě elektrických sítí je problém místy až neřešitelný, a to hlavně z důvodů územních a ekologických omezení. Rovněž je zřejmé, že po sérii velkých poruch a výpadků v energetických soustavách, zejména v zahraničí, bude zajištění spolehlivosti a nepřetržitosti dodávek elektřiny i nadále jak hlavním cílem, tak i aktuálně se objevujícím problémem v provozu ES. V předložené studii zvolil řešitelský tým komplexní přístup k řešení problematiky rozvoje ES ČR, který spočíval v tom, že: •

Problematika je řešena z pohledu ES ČR jako celku se zahrnutím očekávaného vývoje situace energetik ve středoevropském prostoru, který ovlivňuje tržní prostředí ČR.

•

Řešení očekávaného stavu ES ČR ve střednědobém období je založeno na respektování středoevropského trhu s elektřinou a na vzájemně provázané simulaci chodu výrobní základny a elektrických sítí.

•

Strategické směry vývoje ES ČR jsou podloženy návrhem rozvojových variant, ověřením jejich provozuschopnosti, stanovením reálné úlohy obnovitelných zdrojů a rozborem palivové základny a vlivu provozu na životní prostředí.

Vlastní zpráva je rozdělena do čtyř hlavních částí. V první se na pozadí očekávaného stavu energetik zemí středoevropského prostoru (situace na středoevropském trhu s elektřinou) řeší střednědobý výhled provozu naší ES, který zahrnuje predikci vývoje spotřeby elektřiny, skladbu výrobní základny, určení obchodních toků elektřiny vázaný na středoevropský trh, očekávané ceny silové elektřiny, výrobní bilance a analýzu provozu, výkonovou bilanci a její spolehlivost a bilanci podpůrných služeb (regulačních výkonů). Ve druhé části se na základě udržení potřebné velikosti spolehlivosti výkonové bilance a struktury výrobních zdrojů s ohledem na zajištění jednotlivých kategorií regulačních služeb navrhují možné strategické směry rozvoje výrobní základny ES do roku 2040. Uvádí se přehled výrobních jednotek vhodných pro další rozvoj soustavy a stanovuje reálná úloha obnovitelných zdrojů v perspektivě. Po provedení analýzy výchozí situace ve výkonové bilanci se předkládají návrhy rozvojových variant a provádí hodnocení jejich provozovatelnosti. Problematika palivové základny ES ČR se řeší ve třetí části. V ní se provádí podrobné hodnocení provozu soustavy z hlediska disponibility paliv (analyzují se bilance paliv s a bez respektování zákazu prolomení těžebních limitů hnědého uhlí) a ověřuje se vliv provozu na životní prostředí. Čtvrtá hlavní část zprávy se zabývá perspektivním rozvojem a provozem sítí. Studii uzavírá analýza rizik provozu ES v dlouhodobé perspektivě a závěrečné hodnocení možností dosažení rovnováhy mezi nabídkou a poptávkou po elektřině v ČR.

únor 2009

strana 3

2

Kvantifikace požadavků na energetickou bezpečnost a spolehlivost zásobování elektřinou

2

KVANTIFIKACE POŽADAVKŮ NA ENERGETICKOU BEZPEČNOST A SPOLEHLIVOST ZÁSOBOVÁNÍ ELEKTŘINOU V rámci EU jsou definovány tři základní cíle energetické politiky, a to: –

udržitelnost,

–

bezpečnost (zabezpečení dodávek),

–

konkurenceschopnost.

Jsme si vědomi těsné provázanosti základních cílů energetické politiky a v širším slova smyslu pod pojem „energetická bezpečnost“ zahrnujeme všechny 3 cíle. V tomto širším pojetí chápeme pojem „energetická bezpečnost“ i v rámci prezentovaných dlouhodobých bilancí, jejichž zpracování je považováno za základní předpoklad úspěšnosti úsilí o dosažení uvedených cílů. Podtrhujeme, že se jedná o předpoklad a nikoliv záruku. K reálnému dosažení těchto cílů musí stát i instituce EU připravit racionální ekonomické i legislativní nástroje. Komplexně pojatá energetická bezpečnost zahrnuje 10 dílčích problémových sfér, kterými jsou: 1.

Energetická účinnost (energetická náročnost tvorby HDP a využívání potenciálu úspor energie na straně výroby i spotřeby).

2.

Využití domácích zdrojů energie včetně OZE (minimalizace závislosti státu na dovozu paliv a energií).

3.

Diverzifikace dovozu paliv a energií.

4.

Energetický mix.

5.

Zásoby paliv.

6.

Spolehlivost dodávky paliv a energií.

7.

Rozvoj soustav pro výrobu a transport (přenos a distribuce) paliv a energií.

8.

Inovace energetických technologií.

9.

Vliv energetiky na životní prostředí a klima.

10.

Trh s palivy a energií.

Česká republika řeší obdobné problémy jako zbytek Evropské unie. Konečná spotřeba energie (final energy consumption) je v ČR relativně vysoká a dosahuje hodnot kolem 105 GJ/obyvatele, zatímco průměr EU-27 se pohybuje kolem 99 GJ/obyvatele. Nutno ovšem podtrhnout, že spotřeba energie ve vyspělých zemích dosahuje hodnot ještě vyšších, např. v Německu se pohybuje kolem 110 GJ/obyvatele a v Rakousku kolem 138 GJ/obyvatele. Velmi často bývá zdůrazňována vysoká energetická náročnost tvorby HDP v ČR. Pokud uvedenou náročnost vyjádříme na úrovni spotřeby primárních zdrojů energie (gross inland consumption of energy) a HDP vyjádříme v běžných cenách a směnných kurzech, pak v roce 2007 byla energetická náročnost tvorby HDP průměru EU-27 kolem 6 MJ/EUR, zatímco v ČR dosahovala téměř 15 MJ/EUR, tj. byla cca 2.5krát vyšší (podle dat EUROSTAT). Tento fakt však vyplývá spíše z nízké produktivity a ze struktury tvorby HDP v ČR než z nepřiměřené spotřeby energie. Poznamenáváme, že při vyjádření HDP pomocí parity kupní síly je česká energetická náročnost pouze kolem 9 MJ/EUR. Přestože ČR je čistým vývozcem uhlí a elektřiny, je zároveň závislá na dodávkách ropy a zemního plynu a více než dvě třetiny ropy i plynu nakupuje z Ruska. Závislost české energetiky na dovozech je však nižší než v průměru EU-27. Vyjádříme-li závislost na dovozu poměrem dovozu ke spotřebě primárních zdrojů energie, tak průměr EU-27 činí kolem 52 %, zatímco v ČR pouze 27 % (podle dat EUROSTAT).

strana 4

únor 2009

2

Kvantifikace požadavků na energetickou bezpečnost a spolehlivost zásobování elektřinou

V ČR dosud neexistuje všeobecný konsens o dalším vývoji energetického sektoru. Část veřejnosti odmítá jaderné elektrárny, často se přeceňují možnosti reálného uplatnění obnovitelných zdrojů a úspor energie. Podobně neurčitá je i budoucnost těžby tuzemského uhlí. To ve svém důsledku podtrhuje význam dlouhodobých bilancí jako seriozního podkladu pro další odbornou diskusi, ale i pro rozhodování o konkrétních opatřeních na zajištění bezpečnosti české energetiky. Publikované dlouhodobé bilance jsou prioritně zaměřeny na elektroenergetiku (ES), a proto je potřeba vymezit její postavení mezi ostatními sektory energetiky. V následujících obrázcích je postavení elektroenergetiky vymezeno z hlediska konečné spotřeby energie. Obr. 2.1 Struktura konečné spotřeby energie v EU-27 Kapalná paliva 41%

Zemní plyn 25%

Uhlí 5% Obnovitelné zdroje 5%

Centralizované teplo 4%

Elektřina 20%

Obr. 2.2 Struktura konečné spotřeby energie v ČR Kapalná paliva 31%

Zemní plyn 23%

Uhlí 15%

Obnovitelné zdroje 5%

Elektřina 17% Centralizované teplo 9%

Pohled na postavení elektroenergetiky v rámci energetiky z hlediska podílu na konečné spotřebě může být zavádějící v tom, že nemusí vystihovat její význam pro současnou evropskou civilizaci. Zatímco u ostatních paliv vesměs známe možné substituty, elektřina je v řadě lidských činností prakticky nezastupitelná. Elektroenergetika je nejvýznamnějším síťovým odvětvím. Vzhledem k nemožnosti skladování elektřiny ve významném rozsahu a vzhledem k nutnosti okamžitého

únor 2009

strana 5

2

Kvantifikace požadavků na energetickou bezpečnost a spolehlivost zásobování elektřinou

fyzikálního vyrovnání nabídky a poptávky elektroenergetika klade mimořádné nároky na řízení, regulaci a spolehlivost celého elektroenergetického systému. Na druhé straně vysoká investiční náročnost a dlouhá doba výstavby nových elektráren vyžadují zpracovávání výhledů a scénářů uspokojování poptávky po elektřině. Samotné cenové signály trhu s elektřinou nejsou dostatečné pro zajištění optimálního vývoje z hlediska požadavků energetické bezpečnosti, a proto je této problematice věnována mimořádná pozornost na úrovni státu i celé Evropské unie. Uvedená fakta jsou i hlavním důvodem ke zpracování dlouhodobých bilancí ES. Zajištění bezpečného zásobování elektřinou vyžaduje, aby možné scénáře budoucího vývoje byly modelově detailně prověřeny a vyhodnoceny z hlediska všech 10 problémových okruhů vyjmenovaných výše. Vyhodnocení scénářů budoucího vývoje není možné provádět jen na základě časové posloupnosti statických (např. agregovaných ročních bilancí), ale vyžaduje detailní prověření provozovatelnosti a spolehlivosti ES v čase. Klíčovým pojmem je zde spolehlivost ES. Obecně platí, že bezpečná ES je spolehlivá, ale spolehlivá ES ještě nemusí vyhovovat všem kritériím bezpečnosti. Je nutno rozlišovat mezi komplexním pojetím bezpečnosti, které je uplatňováno na úrovni státu a orgánů EU, a technickým pojetím bezpečnosti, které je uplatňováno na úrovni TSO (provozovatel přenosového systému), UCTE a CIGRE. Technické pojetí bezpečnosti chápe bezpečnost především jako spolehlivost. Definici bezpečnosti jako spolehlivosti je možno podložit pomocí materiálu UCTE s názvem „Security of electricity supply“ z 18. července 2007, ve kterém je bezpečnost dodávky určena pomocí neexistence ztráty výrobní schopnosti, pokud jde o přiměřené vyhovění požadavkům na elektřinu. (Doslova: The security of supply has not been at risk … as far as generation adequacy is concerned, což je v překladu - Bezpečnost dodávky nebyla … vystavena žádnému nebezpečí, pokud se jedná o přiměřenost výroby.) Z čehož plyne, že energetická bezpečnost je určena především spolehlivostí zásobování. Základním prvkem energetické bezpečnosti v rámci ES je spolehlivost zásobování elektřinou, kdy poptávka po elektřině v národním hospodářství je uspokojena nabídkou (dodávkou elektřiny). Míru uspokojení poptávky v tržním prostředí je nutno hodnotit kritériem, které je stochastické a hodnotí časový průběh uspokojování poptávky nabídkou, a proto je používáno tzv. kritérium očekávané ztráty zatížení - LOLE. Legislativní podpora mezinárodní spolupráce ve společném používání výkonových záloh vyžaduje stanovit přehlednou energetickou politiku, podporující udržení bilanční rovnováhy, která bude podepřena vynutitelným standardem spolehlivosti. Tato problematika, i když je v rámci EU považována za velmi významnou a řeší se, dosud není plně dořešena. Při zpracování dlouhodobých bilancí je proto pro hodnocení spolehlivosti a určení potřebné velikosti celkové zálohy, regulačních výkonů a dispečerské zálohy používán autarkní normativ hodnoty kritéria ztráty zatížení, jehož číselné vyjádření pro sledované období uvádí tab. 2.1. Tab. 2.1 Racionální míra spolehlivosti vyjádřená ukazatelem hodnoty LOLE Rok LOLE [dny/rok]

2010 - 2011

2012 - 2014

2015 - 2018

2019 - 2022

2023 - 2030

2031 - 2040

0.9

0.8

0.7

0.6

0.5

0.4

Stanovení racionální míry spolehlivosti je prvním krokem zpracování scénářů a návrhů rozvojových variant. Schopnost ES dosažení této míry v reálném provozu (provozovatelnost) je následně prověřována modelovými výpočty provozu výrobní základny a sítí ES. Na základě výsledků modelových výpočtů a následných analýz lze pak objektivně vyhodnotit komplexně pojatou bezpečnost ES.

strana 6

únor 2009

Spotřeba elektřiny

3

3

SPOTŘEBA ELEKTŘINY

Výsadní postavení elektřiny mezi všemi ostatními hromadně využívanými formami energií spočívá v její všestranné využitelnosti a z ní plynoucí celospolečenské potřebnosti. Růst společenský, provázený růstem ekonomickým, se tak v dlouhodobém horizontu aktuálně nutně promítá do růstu spotřeby elektřiny, a to i za situace všeobecného příklonu k efektivnějšímu využívání zdrojů energie. Celosvětový společenský vývoj posledních několika let byl charakteristický velkou měrou důvěry v pozitivní budoucnost, rekordními hodnotami indikátorů důvěry ve zlepšování ekonomických výsledků. Vyspělá část evropských zemí, jakož i Ameriky, zažívala období mírného růstu, velké ekonomiky typu Indie a Číny, ale také noví členové Evropské unie jako například Litva, Lotyšsko, Slovensko, ale i Česká republika, zaznamenávaly období růstu mnohem intenzivnějšího. Tento vývoj pak spolu s dalšími (zejména pak s ne zcela udržitelnou koncepcí evropské energetické politiky charakteristické unáhlenou orientací na obnovitelné zdroje za současného zanedbávání rozvoje zdrojů s řiditelným průběhem výroby) vedl k výraznému navyšování cenové úrovně elektřiny. V této situaci (polovina roku 2007) se, geograficky vzato za evropským horizontem, ekonomicky ovšem rovněž v jeho rámci, objevila nejprve americká hypoteční krize, vyvolaná pravděpodobně orientací relativně velkého objemu investic do vysoce rizikových titulů, v průběhu roku 2008 pak tato krize přerostla v krizi důvěry ve finančním sektoru a ke konci roku 2008 bylo již možno hovořit o celosvětové krizi finanční důvěry. Mnohé z tezí znovu objeveného liberalismu vzaly za své poté, co se privátní finanční sektor s důvěrou a očekáváním obrací ke státní správě s žádostí o pomoc. Jak na tuto situaci reaguje ekonomika na evropské, potažmo světové úrovni? Výrazným snížením očekávání ekonomických výsledků, rekordními propady indikátorů důvěry, poklesem cen akcií, ale také komodit. V souvislosti s poklesem růstu přidané hodnoty lze na celosvětové úrovni očekávat také pokles poptávky po elektřině. Na počátku roku 2009 je možno konstatovat přechod krize finanční v krizi hospodářskou, je možno konstatovat výrazné meziroční snížení množství spotřebované energie v posledním čtvrtletí roku 2008 a očekávání podobného vývoje v roce 2009. Předkládaná predikce vývoje spotřeby elektřiny vychází z podoby, která byla prezentována a diskutována na jednání pracovní skupiny expertů konaném dne 19. 10. 2008 v sídle Operátora trhu s elektřinou, a. s., v Praze. Jednání mělo zastoupení širokého spektra subjektů energetiky ČR: Operátor trhu s elektřinou, a. s., MPO, ČEPS, a. s., ČEZ, a. s., PRE a. s., PREdistribuce, a. s., ERÚ, Pražská teplárenská a. s., ČSRES, ČVUT-FEL, Enviros, s. r. o., E.ON Energie, a. s., E.ON Distribuce, a. s. S navrženými hodnotami tuzemské netto spotřeby byl vysloven souhlas. Výsledky posledních analýz vývoje spotřeby a ekonomiky České republiky, zemí Evropské unie a celosvětového ekonomického klimatu ukazují nutnost výrazného přehodnocení predikcí ekonomického vývoje a s tím souvisejících předpovědí poptávky po elektřině v následujících několika letech. Toto přehodnocení však již z důvodu časové posloupnosti prací nebylo možno zahrnout do předložené zprávy. Tématu ekonomické krize a konsekvencím vůči budoucí poptávce po elektřině v ČR a středoevropském regionu bude věnována pozornost v kapitole 8 Analýza rizik provozu ES v dlouhodobé perspektivě.

3.1

VÝVOJ POPTÁVKY PO ELEKTŘINĚ VE STŘEDOEVROPSKÉM REGIONU

Hospodářský růst je obecně provázen růstem spotřeby energií. Elektřina má pak mezi ostatními druhy energií zcela výsadní postavení, neboť je nejušlechtilejší a nejméně substituovatelnou formou hromadně využívané energie. Spotřeba elektřiny obvykle roste i tehdy, pokud využívání primárních zdrojů energie klesá.

únor 2009

strana 7

3

Spotřeba elektřiny

V průběhu roku 2007 došlo k události, která svým rozsahem a intenzitou ovlivnila uvažování o ekonomickém vývoji EU – americká hypoteční krize. Bezprostřední dopad na evropskou ekonomiku byl zprostředkován skrze investiční aktivity do velmi netransparentních investičních produktů zaměřených na vysoce růstový americký realitní trh. Cenový pád amerických realit potom způsobil celkový otřes světovým kapitálovým trhem, snížil výnosnost akciových fondů a způsobil mnohamiliardové ztráty některých evropských bank. Zatímco se Evropská unie vůči nastalé krizi jevila na počátku roku 2008 do značné míry rezistentní, úvahy o budoucím vývoji EU však byly touto okolností poznamenány – odhady ekonomického růstu eurozóny byly sníženy, na konci roku 2008 jsou již predikce dalšího vývoje pro nejbližší dva roky značně skeptické, počítající s recesí či propadem HDP. Nastalá situace není z časových důvodů v předložené zprávě plně reflektovaná, analýza a změny v predikci budou, jak již bylo naznačeno, součástí dalšího řešení. Pro dlouhodobé predikce vývoje řešitelé předpokládají odeznění vlivu zmíněné krize v horizontu dvou let a návrat k dlouhodobě predikovaným charakteristikám rozvoje. Následující graf na obr. 3.1.1 ukazuje minulý a předpokládaný vývoj tvorby HPH (hrubé přidané hodnoty) ČR, která je reprezentována aktuálním referenčním scénářem vývoje ekonomiky EGÚ Brno, a. s., ve srovnání se skupinami zemí E12 (Bulharsko, Česko, Estonsko, Kypr, Litva, Lotyšsko, Maďarsko, Malta, Polsko, Rumunsko, Slovensko, Slovinsko), E15 (Belgie, Dánsko, Finsko, Francie, Holandsko, Irsko, Itálie, Lucembursko, Německo, Portugalsko, Rakousko, Řecko, Spojené království, Španělsko, Švédsko) a E27 (E12 + E15). Z grafu je patrné, že očekávání vývoje České republiky koresponduje se scénáři ostatních zemí EU s přihlédnutím ke specifickým pozicím jednotlivých skupin.

Obr. 3.1.1 Vývoj HPH (%) bazické indexy, rok 2006 = 100 %, e. r. 2006 300

(%) base year = 100 %

250

200

150

100

50 1980

1985 Austria

1990

1995

Czech Republic

2000 Germany

2005 Hungary

2010

2015

Poland

Slovakia

2020 E12

2025 E15

2030 E27

zdroj: Eurostat, EGÚ Brno

strana 8

únor 2009

3

Spotřeba elektřiny

Dominantní činitele, které ovlivňují způsob uvažování o vývoji spotřeby energie v eurozóně, a které se tak promítají rovněž do úvah o vývoji spotřeby elektřiny, by se daly stručně charakterizovat takto: •

tlak na zachování udržitelného tempa vývoje spotřeby elektřiny, a to jak na úrovni jednotlivých vlád, tak na úrovni EU,

•

další chystané ekologické restrikce, které dosud ne zcela předvídatelným způsobem ovlivní cenovou úroveň energií,

•

chystané změny ve struktuře zdrojové základny související zejména s dostupností paliv – masivnější nasazení ekonomicky méně výhodných plynových a obnovitelných zdrojů energie,

•

růst cenové úrovně elektřiny způsobený zejména nejistotami na poli energetické politiky EU a s tím související výraznou nejistotou o budoucí rentabilitě jakéhokoliv investičně náročného počinu (výstavba nových zdrojů).

Obr. 3.1.2 Vývoj netto spotřeby elektřiny (%) bazické indexy, rok 2006 = 100 % 160

(%) base year = 100 %

140

120

100

80

60

40 1980

1985 Austria

1990

1995

Czech Republic

2000 Germany

2005 Hungary

2010

2015

Poland

Slovakia

2020 E12

2025 E15

2030 E27

zdroj: Eurostat, EGÚ Brno

Z hlediska dlouhodobého vývoje lze pro Evropskou unii jako celek (E27) konstatovat nárůst roční hodnoty čisté spotřeby elektřiny do roku 2007 na 176 % úrovně roku 1980. Této hodnotě odpovídá průměrný meziroční přírůstek ve výši přibližně 1,9 %. Ekonomicky vyspělejší část E15 přitom za stejné období zaznamenala nárůst na přibližně 188 % úrovně roku 1980 s odpovídajícím meziročním přírůstkem ve výši přibližně 2 %. Ekonomicky méně vyspělá část E12 zaznamenala nárůst na 118 % úrovně roku 1980 při odpovídajícím meziročním přírůstku přibližně 1,6 %. V posledních několika letech, přibližně od roku 2004, se přitom situace obrátila. Hlavním tahounem ekonomického růstu EU a s ní související spotřeby elektřiny jsou právě země E12, které se přibližně od roku 2004 dostaly na konvergenční trajektorii. Podobný vývoj je očekáván rovněž v blízké budoucnosti, přičemž zpomalení nárůstu spotřeby je očekáváno v horizontu roku 2020.

únor 2009

strana 9

3

3.2

Spotřeba elektřiny

VÝVOJ POPTÁVKY PO ELEKTŘINĚ V ČR

Makroekonomické prognózy tvoří jeden ze zásadních vstupů při predikcích spotřeby elektřiny. Základní metodou predikce spotřeby elektřiny výrobní sféry je postup, při němž je budoucí vývoj spotřeby elektřiny určitým způsobem odvozován od predikce ekonomického růstu.

3.2.1 Očekávaný vývoj ekonomiky ČR EGÚ Brno, a. s., zakládá své predikce ekonomického vývoje na analýze prognóz externích expertů (bankovní ústavy, komerční poradenské firmy). Je třeba upozornit, že právě predikce ekonomického vývoje jsou ze své povahy značně nejisté, zakládající se na celé řadě a priori přijatých předpokladů. Vývoj ekonomiky země je predikován na základě statistické analýzy hrubé přidané hodnoty (HPH), členěné do 5 sektorů (průmysl, stavebnictví, zemědělství, doprava a služby). Ukazatel hrubý domácí produkt (HDP) má při těchto analýzách jen pomocnou a kontrolní funkci. Snížení odhadů ekonomického růstu oproti minulé verzi predikcí (březen 2008) je tak nejzásadnější změnou, která pro krátkodobý časový horizont vede ke snížení našich očekávání spotřeby elektřiny. V této chvíli se jeví nanejvýše důležité kontinuálně sledovat vývoj obecného ekonomického prostředí a reagovat na případné indicie o změně trendů, a to zejména pro krátkodobý horizont. Očekávaný vývoj hrubé přidané hodnoty ukazují tabulky 3.2.1 až 3.2.3 a graf na obr. 3.2.1. Tab. 3.2.1 Bazické indexy HPH – stálé ceny roku 2000 (mld. Kč) – nízký scénář 9/2008 HPH celkem

2000

2007

2008

2009

2010

2015

2020

2030

2040

2050

72,7

100,0

103,9

107,8

111,8

131,8

152,4

192,6

229,0

259,5

průmysl celkem

64,4

100,0

104,3

108,6

112,9

133,3

152,4

185,7

210,8

228,1

stavebnictví

95,4

100,0

102,0

104,0

106,0

116,4

127,3

148,6

167,9

185,6

zemědělství

113,6

100,0

101,3

102,6

103,9

110,8

118,2

131,3

140,5

146,1

doprava

67,8

100,0

102,8

105,5

108,3

122,2

136,9

165,8

195,8

228,1

služby

75,7

100,0

104,2

108,5

112,8

135,6

160,4

212,0

261,8

304,7

Tab. 3.2.2 Bazické indexy HPH – stálé ceny roku 2000 (mld. Kč) – referenční scénář 9/2008 HPH celkem

2000

2007

2008

2009

2010

2015

2020

2030

2040

2050

72,7

100,0

104,7

109,5

114,4

139,4

166,2

223,0

281,7

341,8

průmysl celkem

64,4

100,0

105,2

110,4

115,5

140,6

165,3

211,3

251,6

289,8

stavebnictví

95,4

100,0

102,5

105,0

107,6

121,1

135,2

165,1

196,8

229,8

zemědělství

113,6

100,0

101,8

103,6

105,4

114,5

124,3

144,4

164,4

183,7

doprava

67,8

100,0

103,4

106,9

110,4

129,0

149,6

193,4

239,4

286,5

služby

75,7

100,0

105,1

110,3

115,7

144,2

176,3

249,1

329,9

414,8

Tab. 3.2.3 Bazické indexy HPH – stálé ceny roku 2000 (mld. Kč) – vysoký scénář 9/2008 HPH celkem

2000

2007

2008

2009

2010

2015

2020

2030

2040

2050

72,7

100,0

105,6

111,3

117,0

147,0

180,1

253,4

334,4

424,1

průmysl celkem

64,4

100,0

106,1

112,1

118,1

147,9

178,2

236,9

292,3

351,6

stavebnictví

95,4

100,0

103,0

106,1

109,2

125,7

143,1

181,5

225,7

274,0

zemědělství

113,6

100,0

102,4

104,6

106,9

118,1

130,3

157,5

188,3

221,3

doprava

67,8

100,0

104,1

108,3

112,6

135,9

162,3

221,0

282,9

344,8

služby

75,7

100,0

106,0

112,2

118,5

152,7

192,2

286,3

398,0

524,9

strana 10

únor 2009

3

Spotřeba elektřiny

Obr. 3.2.1 Bazické indexy HPH ČR – stálé ceny 450 400

(%) rok báze = 100 %

350 300 250 200 150 100 50 0 1995

2000

2005

2010

2015 nízký

2020 referenční

2025

2030

vysoký

2035

2040

2045

2050

historie

Graf na obr. 3.2.2 ukazuje predikci vývoje rozdělení hrubé přidané hodnoty mezi pět hlavních sektorů. V souladu s výše uvedenými očekáváními je v dlouhodobém horizontu předpokládáno navyšování podílu pro sektor služeb. Obr. 3.2.2 Struktura HPH (%) – referenční scénář 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 1995

2000

2005

2010

průmysl celkem

únor 2009

2015

2020

stavebnictví

2025 zemědělství

2030

2035

doprava

2040

2045

2050

služby

strana 11

3

Spotřeba elektřiny

3.2.2 Predikce vývoje poptávky po elektřině v ČR Níže uvedené sumární hodnoty představují predikce tuzemské čisté spotřeby elektřiny (TNS ČR). Členění, provedené ve výše uvedených kapitolách, je zde nahrazeno tzv. energetickým členěním, které tuzemskou čistou spotřebu dělí do tří kategorií: VO – velkoodběr (což je odběr výhradně z napěťových hladin vn a vvn), MOP – maloodběr podnikatelský a MOO – maloodběr obyvatelstva. Hodnoty spotřeby sektoru MOP nejsou, a z jistých důvodů také nemohou být (není k dispozici metodicky korektně stanovená přidaná hodnota, příslušející spotřebě sektoru MOP), přímo předmětem predikce makroekonomickou metodou. Vývoj spotřeby sektoru MOP je odvozován od vývoje spotřeby určitého spektra ekonomických činností. Následující tabulky (tab. 3.2.4 až 3.2.6) a grafy na obr. 3.2.3 a obr. 3.2.4 seznamují v energetickém členění a v průřezech s vytvořenou predikcí spotřeby elektřiny ES ČR. Tab. 3.2.4 Vývoj spotřeby elektřiny (GWh) – nízký scénář 9/2008 2000

2007

2009

2010

2015

2020

2030

2040

2050

VO

31324

37167

38438

38942

40968

42306

43586

44019

44092

MO

24980

21476

23055

23498

23661

24404

24879

25238

25243

- MOP

7244

8351

8608

8705

9105

9372

9632

9726

9736

- MOO

14232

14704

14890

14956

15299

15507

15606

15516

15244

Tuzemská netto

52800

60222

61936

62603

65372

67185

68824

69261

69072

4801

4990

5343

5405

5642

5769

5841

5809

5733

- ztráty PS

755

838

879

889

924

940

939

921

898

- ztráty DS

4047

4152

4463

4516

4718

4829

4902

4888

4835

57602

65212

67278

68008

71014

72954

74665

75071

74805

Ztráty

TNS včetně ztrát

Tab. 3.2.5 Vývoj spotřeby elektřiny (GWh) – referenční scénář 9/2008 2000

2007

2009

2010

2015

2020

2030

2040

2050

VO

31324

37167

38968

39754

43105

45783

49299

51150

52193

MO

21476

23055

23785

24063

25322

26318

27623

28377

28814

- MOP

7244

8351

8723

8881

9564

10115

10829

11206

11428

- MOO

14232

14704

15062

15182

15758

16203

16794

17171

17387

Tuzemská netto

52800

60222

62753

63817

68428

72101

76922

79527

81008 6724

Ztráty

4801

4990

5413

5510

5906

6191

6528

6670

- ztráty PS

755

838

891

906

968

1009

1049

1058

1053

- ztráty DS

4047

4152

4522

4604

4938

5182

5479

5613

5671

57602

65212

68166

69327

74333

78293

83450

86197

87731

TNS včetně ztrát

Tab. 3.2.6 Vývoj spotřeby elektřiny (GWh) – vysoký scénář 9/2008 2000

2007

2009

2010

2015

2020

2030

2040

2050

VO

31324

37167

39499

40567

45242

49260

55013

58281

60295

MO

21476

23055

24071

24465

26241

27758

30008

31511

32649

- MOP

7244

8351

8837

9057

10023

10858

12026

12686

13119

- MOO

14232

14704

15234

15408

16218

16900

17982

18825

19530

Tuzemská netto

52800

60222

63570

65032

71483

77017

85020

89792

92943 7714

Ztráty

4801

4990

5484

5615

6169

6613

7215

7532

- ztráty PS

755

838

903

923

1011

1078

1160

1194

1208

- ztráty DS

4047

4152

4581

4691

5159

5536

6055

6337

6506

57602

65212

69053

70646

77652

83631

92235

97324

100658

TNS včetně ztrát

strana 12

únor 2009

3

Spotřeba elektřiny

Obr. 3.2.3 Vývoj spotřeby elektřiny VO (GWh) 65

60

55

(TWh)

50

45

40

35

30

25 1995

2000

2005

2010

2015

nízký

2020 referenční

2025 vysoký

2030

2035

2040

2045

2050

2040

2045

2050

historie

Obr. 3.2.4 Vývoj spotřeby elektřiny MO (GWh) 34

32

30

(TWh)

28

26

24

22

20 1995

2000

2005

2010 nízký

únor 2009

2015

2020 referenční

2025 vysoký

2030

2035

historie

strana 13

3

Spotřeba elektřiny

Obr. 3.2.5 Vývoj struktury spotřeby elektřiny (%) 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 1995

2000

2005

2010

průmysl celkem

2015 stavebnictví

2020

2025

zemědělství

2030 doprava

2035 služby

2040

2045

2050

domácnosti

Graf na obr. 3.2.5 ukazuje předpokládaný podíl jednotlivých sektorů výrobní sféry a domácností na celkové tuzemské netto spotřebě elektřiny v predikci do roku 2050. Mírné navýšení podílu na celkové netto spotřebě vykazuje díky předpokládanému intenzivnímu vývoji sektor služeb, mírnější pak sektor dopravy.

3.2.3 Predikce vývoje průběhů zatížení v ČR Charakteristickými hodnotami, vzhledem ke kterým je vhodné zkoumat vývoj ročního diagramu zatížení, jsou diagramy týdenních minim, průměrů a maxim zatížení, jakož i průběhy denních diagramů s hodinovou diskrétností pro dny ročního minima a maxima. Charakteristické hodnoty průměrných hodinových výkonů v týdenních maximech a minimech pro zvolené roky ukazují grafy na obr. 3.2.6 a obr. 3.2.7. Oproti minulé predikci tvarů diagramů zatížení vykazuje tato vyšší míru vyrovnávání ročního průběhu zatížení (v důsledku aplikace upřesněné metody sezónního vyrovnávání), což je dobře patrno zejména z grafu na obr. 3.2.7 (graf průběhu týdenních maxim průměrných hodinových zatížení ES ČR). Predikované průběhy jsou charakteristické poklesem minimálních týdenních hodnot zatížení ve 28. týdnu a poklesem maximálních týdenních hodnot zatížení v týdnu 32. (období s největším výskytem čerpaných dovolených). Zpracovateli je kontinuálně sledován a analyzován vývoj tvaru diagramu zatížení. Lze konstatovat, že ve sledovaném období nedochází ke skokovým změnám v tvaru diagramů zatížení. V souvislosti s rozvojem hospodářství ČR a se souvisejícími společenskými změnami lze očekávat i určité změny tvaru křivky zatížení.

strana 14

únor 2009

3

Spotřeba elektřiny

Obr. 3.2.6 Vývoj týdenních minim zatížení – referenční scénář na úrovni tuzemské netto spotřeby + ztráty v sítích,

10 9

(GW)

8 7 6 5 4 3 2

4

6

8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 (týden)

2002

2003

2004

2005

2006

2009

2010

2020

2030

2040

Obr. 3.2.7 Vývoj týdenních maxim zatížení – referenční scénář na úrovni tuzemské netto spotřeby + ztráty v sítích,

13 12

(GW)

11 10 9 8 7 6 2

4

6

8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 (týden)

2002

únor 2009

2003

2004

2005

2006

2009

2010

2020

2030

2040

strana 15

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

4

STŘEDNĚDOBÝ VÝVOJ ES ČR VE STŘEDOEVROPSKÉM KONTEXTU

Vývoj elektrizační soustavy ČR ve střednědobém období, za které považujeme roky 2010 až 2015, je řešen na pozadí současného vývoje okolních elektrizačních soustav. Upřesněme, že mezi soustavy středoevropského regionu započítáváme vedle soustav zemí s ČR sousedících, tedy Slovenska, Polska, Německa a Rakouska, také ES Maďarska (pro tuto skupinu zemí užíváme také zkratku RSE) a výběrově také západní části Ukrajiny, které leží geograficky i „elektricky“ blízko. Očekávaná spotřeba a zatížení těchto zemí odpovídá údajům uvedeným v rámci kap. 3.1, a to i pro střednědobé období. Vývoj zdrojové základny obsahuje kap. 4.1. Pro následné simulační výpočty obchodu a provozu ve středoevropském prostoru v období do roku 2015 byla použita příslušná data, soustředěná v databázi EGÚ Brno. Promítají se taktéž do bilancí v kapitole 4.2, které se zabývají větším časovým rozpětím.

4.1

PŘEDPOKLÁDANÝ ROZVOJ ZDROJŮ VE STŘEDOEVROPSKÉM REGIONU

Informace uváděné o skladbě a pravděpodobném vývoji zdrojové základny okolních zemí jsou řešitelským týmem zpracovány z více podkladů a podrobně uchovány v databázi EGÚ Brno. Pokud jde o výhled změn zdrojové základny, a to jak na straně budování nových zdrojů, tak na straně dožívání (odstavování) zdrojů stávajících, je pochopitelné, že predikce vývoje zdrojů těchto soustav je zatížena relativně větší nejistotou, než s jakou se pracuje u ES ČR. Obr. 4.1.1 ROZMÍSTĚNÍ ZDROJŮ (ELEKTRÁRENSKÝCH LOKALIT) V ELEKTRIZAČNÍCH SOUSTAVÁCH REGIONU STŘEDNÍ EVROPY – VÝCHOZÍ STAV

Palivo: Biomasa Černé uhlí Hnědé uhlí Jaderné Olej Plyn Voda Kombinace Ostatní

Instalovaný výkon v lokalitě: < 100 MW < 500 MW < 1000 MW >= 1000 MW

strana 16

Ilustrační snímek

Lokality mimo disperzní zdroje

EGÚ Brno 1/2009

únor 2009

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

4

Obrázek 4.1.1 má skutečně ilustrační charakter. Zobrazuje modelovaný prostor středoevropských elektrizačních soustav. Připomíná také skutečnost, že při simulaci obchodu a provozu ES v tomto prostoru se pracuje především s konkrétními elektrárenskými bloky (charakterizovanými svými technicko-ekonomickými vlastnostmi) ležícími v konkrétních lokalitách. V následujícím textu jsou uvedeny informace o předpokládaném vývoji instalovaného výkonu jednotlivých zemí pro sledované období let 2010 - 2015, a to v členění podle používaného paliva. Dodejme, že zdroje ES ČR nejsou obsahem této kapitoly. Jsou podrobně popsány v kap. 4.4. Slovensko Od konce roku 2008 je na Slovensku odstaveno celkem 880 MW instalovaného výkonu v JE Jaslovské Bohunice. Tato akce byla delší dobu plánována. Dále proběhlo odstavování části výrobních kapacit elektráren Vojany a Nováky (ve vazbě na technologii a ekonomiku provozu). V období do roku 2013 pravděpodobně dojde k zahájení provozu dalších dvou bloků JE Mochovce (celkem + 880 MW instalovaného výkonu). Je plánována také rekonstrukce a zvýšení výkonu turbín stávajících jaderných bloků. Poslední dobou se objevují úvahy o stavbě jednoho či více nových bloků v JE Jaslovské Bohunice, pravděpodobně 1 000 – 1 700 MW Pinst. Tyto úvahy však spadají až do období let 2020 - 2025. Pro následující roky jsou ze strany investorů prezentovány reálné záměry na výstavbu nových paroplynových cyklů (až 1 200 MW), na východě země se očekává realizace nového zdroje na černé uhlí velikosti cca 400 MW. Maďarsko V současnosti je Maďarsko silně importní. Vzhledem k omezeným možnostem importu zde dochází k situaci, kdy je výhodné využívat také zdroje s vyššími provozními náklady. S ohledem na omezené domácí přírodní zdroje je možné očekávat výstavbu dalších jaderných bloků, i když to v dostupných záměrech není uváděno. Většina plánovaných výrobních kapacit bude používat jako palivo zemní plyn (PPC). U zdrojů na ostatní paliva není očekáván výraznější růst instalovaného výkonu. Nárůst instalovaného výkonu u obnovitelných zdrojů bude převážně zahrnovat VTE a částečně také biomasu. Polsko V Polsku v současnosti probíhá výstavba několika velkých hnědouhelných bloků. Stávající hnědouhelné bloky prošly nebo ve většině případů projdou rekonstrukcí. Je detekován pokles výrobních kapacit černouhelných zdrojů. Celková velikost instalovaného výkonu u konvenčních zdrojů bude stagnovat. Postupem času se očekává nárůst instalovaných kapacit z obnovitelných zdrojů (především z VTE). Ze strany polské vlády je deklarován zájem na zahrnutí JE do zdrojového mixu. Rakousko Rakousko pokrývá velkou část své spotřeby z vodních elektráren. Potenciál pro jejich další výstavbu je však již velmi malý. Předpokládá se, že velkou část z celkového nárůstu instalovaného výkonu budou pokrývat paroplynové elektrárny. Je to proto, že Rakousko nemá vlastní velké zásoby konvenčních paliv, a také proto, že plyn je veřejností považován za ekologicky přijatelný zdroj energie. Nárůst instalovaného výkonu ve větrných elektrárnách nebude již tak velký jako v minulých letech, protože většina vhodných lokalit pro výstavbu VTE je již obsazena. Vzhledem k ústavně zakotvené nemožnosti výstavby JE a značnému odporu veřejnosti nelze jejich zařazení do energetického mixu očekávat.

únor 2009

strana 17

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Německo Německo vlivem politických rozhodnutí neplánuje další prodlužování životnosti jaderných elektráren, nepočítá se ani s výstavbou nových jaderných bloků. Jako s náhradou za chybějící výkon z jádra se počítá s výstavbou černouhelných a paroplynových bloků. Odstavování JE ve východní části země již proběhlo, v západní části se má ještě uskutečnit. Naproti tomu výstavba konvečních zdrojů není vázána jen na západní část. Díky tomu bude očekávaný vývoj územně nerovnoměrný a v západní části země (v historických spolkových zemích) poněkud deficitní. Růst instalovaného výkonu obnovitelných zdrojů, především VTE, bude stále velmi dynamický, neboť tyto zdroje tvoří jeho významnou a stále rostoucí složku. Očekávaný vývoj instalovaného výkonu v ES RSE je patrný z obr. 4.1.2. Obr. 4.1.2 VÝVOJ INSTALOVANÉHO NETTO VÝKONU DLE PRIMÁRNÍCH PALIV V OBDOBÍ 2010 AŽ 2015 V ES RSE, MIMO ČR Rakousko

Slovensko

25

10 9

20

8 7

15 GW

GW

6

10

5 4 3

5

2 1

0 2010

0

2011

2012

2013

2014

2015

2010

2011

2012

Rok

2013

2014

2015

2013

2014

2015

Rok

Polsko

M aďarsko

40

12

35

10

30 8

GW

GW

25 20 15

6

4

10 2

5 0 2010

2011

2012

2013

2014

0 2010

2015

2011

2012

Rok

Rok

Německo 160 140 120

GW

100 80 60 40 20 0 2010

2011

2012

2013

2014

2015

Rok

Jaderné

strana 18

Černé uhlí

Hnědé uhlí

Plyn

Topné oleje

Vodní

Obnovitelné

únor 2009

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

4.2

OČEKÁVANÝ VÝVOJ BILANCÍ ZEMÍ STŘEDOEVROPSKÉHO REGIONU

Zpracování bilancí elektřiny ES ČR v podmínkách očekávaného vývoje situace na evropském trhu s elektřinou vychází ze scénářů budoucího vývoje evropské elektroenergetiky, které jsou publikovány a každoročně aktualizovány asociacemi EURELECTRIC a UCTE. Zmíněné scénáře jsou zdrojem základních dat pro vlastní analýzu očekávaného vývoje ve středoevropském regionu (RSE). Výrobu elektřiny uvádíme jako „výrobu netto“ a rovněž instalovaný výkon uvádíme jako netto hodnotu, tj. bez vlastní spotřeby elektřiny elektráren. Výkonová bilance Bilance je sestavena pro průměrné hodinové výkony v 11. hodině 3. středy v prosinci. Tab. 4.2.1 NETTO INSTALOVANÝ VÝKON ELEKTRÁREN RSE [GW] 2000

2010

2015

2020

2030

JE

28.3

24.9

20.4

12.6

9.3

TE

133.2

128.1

139.1

141.9

153.5

ČU

54.6

51.2

55.5

51.4

57.1

HU

38.6

38.3

39.4

36.6

36.1

TO

9.5

8.0

7.9

6.2

5.0

PP

30.5

30.6

36.3

47.6

55.3

VE

12.2

13.0

13.4

13.6

15.2

PVE

13.8

15.8

16.0

16.3

16.9

OZE

9.9

38.1

52.0

64.0

81.4

197.3

219.9

240.9

248.3

276.3

z toho

Celkem

Tab. 4.2.2

VÝKONOVÁ BILANCE RSE [GW] 2000

2010

2015

2020

2030

128.1

140.1

145.5

151.5

159.8

1.2

2.3

5.1

8.8

7.0

Zatížení - saldo

126.9

137.9

140.4

142.7

152.7

Instalovaný výkon netto

197.3

219.9

240.9

248.3

276.3

Snížení výkonu

62.7

78.7

98.4

107.9

121.3

Zajištěný výkon

134.6

141.2

142.5

140.5

154.9

7.7

3.4

2.0

-2.2

2.2

Zatížení Výkon salda

Přebytek výkonu

Publikovaný vývoj výkonové bilance vychází z výsledků analýzy dat UCTE a z výsledků analýzy dat EURELECTRIC. Vývoj bilance vychází z předpokladu částečného útlumu jaderných elektráren v EU a z masivního rozvoje zdrojů na zemní plyn a obnovitelných zdrojů elektřiny. Tento scénář je východiskem pro analýzu dlouhodobých bilancí ČR v rámci RSE, ale nelze jej považovat za bezproblémový. Zejména pro období po roce 2015 bude zcela jistě docházet k jeho korekcím.

únor 2009

strana 19

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Charakteristika výkonové bilance pro RSE: Vývoj ekonomiky a energetiky v RSE by měl být pomalejší než v průměru EU-27. To vyplývá z faktu, že rozhodující část RSE tvoří Německo, které patří mezi ekonomicky nejvyspělejší země a nejvyspělejší země se obecně rozvíjí relativně pomaleji než země s nižší ekonomickou úrovní.

–

Očekává se, že roční maximum zatížení do roku 2030 vzroste o 25 % oproti roku 2000.

–

Očekává se, že netto instalovaný výkon elektráren do roku 2030 vzroste o 40 % oproti roku 2000, ale současně zejména vlivem růstu podílu OZE se očekává růst nepoužitelného výkonu (non-usable capacity), což vede k poklesu očekávaného přebytku výkonu v regionu. Přírůstek výkonu dosahuje téměř 100 GW v nových výrobních jednotkách. V tomtéž období bude nutno rekonstruovat nebo nahradit dalších 100 až 150 GW v dožívajících stávajících jednotkách.

–

Bilanci není možno považovat za vyrovnanou, neboť zejména vlivem růstu podílu OZE lze očekávat růst poptávky po podpůrných službách a růst nepoužitelného výkonu, a tudíž přebytek výkonu je pravděpodobně nedostatečný. Vysoké importní saldo u některých zemí RSE již pravděpodobně leží na hranici technických možností.

–

Publikovaný scénář předpokládá do roku 2021 úplný útlum JE v Německu a také útlum jednotek na topné oleje. Scénář naopak do roku 2030 předpokládá výrazný nárůst výkonu jednotek na zemní plyn (o více než 80 % oproti roku 2000) a zejména obnovitelných zdrojů mimo VE (o více než 700 % oproti roku 2000). Podíl OZE v roce 2020 by měl dosáhnout 26 % z celkového instalovaného výkonu a včetně VE by měl dosáhnout 31 %. Nejrychlejší růst výkonu OZE by měl být do roku 2010. Podíl OZE v roce 2030 by měl dosáhnout 30 % z celkového instalovaného výkonu a včetně VE by měl dosáhnout 35 %.

Z hlediska energetické bezpečnosti je uvedená bilance výkonů významně riziková, neboť zvyšuje závislost na dovozu zemního plynu z problémových oblastí. Vysoký podíl OZE, spolu s relativně nízkým přebytkem výkonu regionu, pravděpodobně vyvolá provozní problémy, jejichž řešení si vyžádá zvyšování potřebné zálohy, a tedy i další investice. Tento scénář je rovněž citlivý na očekávanou cenu emisních povolenek. Bilance elektřiny Tab. 4.2.3 NETTO VÝROBA ELEKTŘINY RSE [TWh] 2000

2010

2015

2020

2030

JE

202.1

176.8

142.8

89.3

64.4

TE

560.2

572.3

623.4

657.9

722.5

ČU

228.2

215.5

247.8

229.8

251.4

HU

236.3

232.6

227.6

220.3

219.5

z toho

TO

12.2

8.0

5.9

3.4

2.5

PP

83.5

116.2

142.1

204.5

249.2

68.7

67.2

69.9

70.0

72.3

PVE

8.4

12.4

12.4

12.5

12.8

OZE

21.0

89.6

105.1

127.8

169.6

860.4

918.2

953.6

957.6

1041.6

VE

Celkem

strana 20

únor 2009

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Tab. 4.2.4 BILANCE ELEKTŘINY RSE [TWh] 2000

2010

2015

2020

2030

777.5

870.5

915.0

961.0

1022.3

61.2

59.4

62.2

64.8

69.5

838.7

930.0

977.1

1025.8

1091.9

11.7

17.2

17.4

17.5

17.8

Tuzemská spotřeba

850.4

947.2

994.5

1043.4

1109.7

Saldo imp.-exp.

-10.0

29.0

40.9

85.7

68.1

Výroba netto

860.4

918.2

953.6

957.6

1041.6

Netto spotřeba Síťové ztráty Netto spotřeba vč.ztrát Čerpání PVE

Vývoj ekonomiky a energetiky v RSE by měl být relativně pomalejší oproti průměru EU-27. To vyplývá z faktu, že rozhodující část RSE tvoří Německo, které patří mezi ekonomicky nejvyspělejší země a nejvyspělejší země se obecně rozvíjí relativně pomaleji než země s nižší ekonomickou úrovní.

–

Očekává se, že netto spotřeba RSE do roku 2030 vzroste o více než 30 % oproti roku 2000. Předpokládá se, že se významně nezmění tvar diagramu zatížení regionu.

–

Z hlediska energie není region RSE dobře vybilancovaný, neboť celková netto výroba narůstá pomaleji než poptávka po elektřině. To by vyžadovalo importovat do regionu velký objem elektřiny (více než 80 TWh v roce 2020, což je výrazná změna oproti současnosti). Snaha o takový objem dovozu by se pravděpodobně blížila hranici technických možností.

–

Publikovaný scénář předpokládá do roku 2021 úplný útlum JE v Německu a naopak předpokládá do roku 2030 výrazný nárůst výroby jednotek na zemní plyn (o 200 % oproti roku 2000) a výroby obnovitelných zdrojů mimo VE (o 700 % oproti roku 2000). Podíl OZE v roce 2020 by měl dosáhnout 13 % z netto výroby elektřiny a včetně VE by měl dosáhnout téměř 20 %. Nejrychlejší růst výroby OZE by měl být do roku 2010. Podíl OZE v roce 2030 by měl dosáhnout 16 % z netto výroby elektřiny a včetně VE by měl dosáhnout 23 %.

Pro středoevropský region je uvedený scénář pouze výchozí variantou a je jisté, že na úrovni UCTE i EURELECTRIC dojde k jeho korekcím. Proto při zpracování dlouhodobých bilancí ES ČR bude nutno tento scénář kontinuálně aktualizovat, zejména pro časový horizont po roce 2015. Řešení problematiky bilancí ES ČR ve vazbě na situaci RSE a řešení problematiky obchodu na středoevropském trhu je v současnosti účelné omezit rokem 2015, neboť v delším období nelze dosud scénář vývoje regionu považovat za zcela věrohodný. Je velmi pravděpodobné, že pro časové horizonty 2020 a 2030 dojde ke korekcím předpokladů a zpracování alternativních možností vývoje. Zhodnocení postavení ES ČR v energetice střední Evropy Celkově lze konstatovat, že výchozí pozice ES ČR ve středoevropském regionu je dobrá. ČR je významným hráčem na středoevropském trhu s elektřinou a také významnou zemí pro evropský tranzit elektřiny. Bezpečnost zásobování elektřinou je v ČR v současnosti dobrá. Velká pozornost je v ČR věnována i vlivu ES na životní prostředí a klima. Ceny elektřiny jsou v ČR na evropské úrovni, ale z hlediska kupní síly obyvatelstva mohou být považovány za vysoké. Nejen díky své geografické poloze je ES ČR „hráčem“ regionálně významným. Je i hráčem aktivním, a to mimo jiné v úsilí o další zlepšování funkčnosti regionálního trhu s elektřinou a provozu elektrizačních soustav. Již začalo využívání potenciálu nových možností propojení, jmenovitě v podobě sblížení českého trhu s elektřinou s trhem slovenským.

únor 2009

strana 21

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

4.3

EVROPSKÝ TRH S ELEKTŘINOU

4.3.1 Rozvoj evropských elektrizačních soustav Současný stav a trendy vývoje spolupráce ES v Evropě Přenosová soustava ES ČR je silně propojena se sousedními zahraničními soustavami, se kterými pracuje v synchronním provozu v rámci uskupení evropských elektrizačních soustav UCTE. Charakter spolupráce je z velké části určen provozem velkých propojených soustav v Evropě, a to UCTE jako západoevropské a středoevropské soustavy a IPS/UPS jako východoevropské energetické soustavy. Mezi těmito soustavami jsou v současnosti jen omezené výměny (vydělené oblasti) dané rozdílnými standardy provozu, v budoucnu se předpokládá jejich propojení a větší obchodní výměny. Výměny prostřednictvím vložených stejnosměrných přenosů jsou v současnosti mezi soustavami UCTE - UKTSO a NORDEL. Na obr. 4.3.1 je znázorněn současný stav spolupráce soustav v Evropě s vyznačenými mezistátními vedeními, včetně vedení 750 kV, jejichž využití se předpokládá především pro připravované propojení soustav IPS/UPS a UCTE. Obr. 4.3.1 SPOLUPRÁCE ELEKTRIZAČNÍCH SOUSTAV V EVROPĚ, PROVOZOVANÉ SYNCHRONNÍ ZÓNY ES V ROCE 2008 A ZÁMĚR NA PROPOJENÍ SOUSTAV IPS/UPS a UCTE (+ Ukraine + Georgia + Azerbaijan + Arm enia + Iran + Kazakhstan + Turkmenistan + Uzbekistan + Khirgisia + Tajikistan + Mo ngolia)

L

Synchronní zóny

NO RD E

UCTE soustava člen UCTE (22 států) přidružený člen UCTE (Dánsk o - 1 stát)

synchronní provoz s UCTE

Norsko Statnett

(není člen UCTE - Albánie, Burštýn, Maroko)

NORDEL (3 státy) UKTSO (1 stát) IPS/UPS (17 států) 750 400 330 220

kV vedení kV kV mezistátní kV

propojení PS

podm ořské kabely

Irsko ČEPS - operátor (TSO)

(stav 2008)

ELTRA

Nizozemí TENNET Belgie ELIA

Francie RTE

Maroko

strana 22

Španělsko REE

východ

Belenergo

Německo EnBW E.ON RWE Tr. VE-T

E

Švýcarsko ETRANS

Polsko PSE

Ukrajina

Rzesow 750 kV

Ukrenergo

Česká republika

ČEPS

SR SEPS

Burštýn

Rakousko 750 kV APG Maďarsko Albertirsa Rumunsko MAVIR Slovinsko Transelectrica 750 kV ELES Chorvatsko Issacea HEP Srbsko Bosna ISO BiH Č.Hora Bulharsko Itálie JP EMS NEK EPCG GRTN Al bánie

Por tu REN gals ko

U

C

T

západ

ko ca v s tri da ec ol el M old M

Lucembursko CEGEDEL

2 2

S

Lotyšsko RAO UES Latvenergo Litva Lietuvos Bělorusko Energia Rusko

Dánsko

Velká Británie

P U / S IP Rusko

Estonsko Eesti Energia

Švédsko SVK

O TS K U

National Grid SONI SSE SPTransmission

Finsko Fingrid

Makedonie MEPSO Řecko HTSO

EGÚ Brno 3/2008

únor 2009

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

V případě realizace projektu propojení soustav IPS/UPS a UCTE se zvýší možnost výměn elektrické energie ve směru východ - západ. Vzhledem k technickým parametrům existujících propojení by maximální fyzikální výměny pravděpodobně nepřesáhly 2 – 3 GW. Lze očekávat, že přenosy energie směrem z východu na západ Evropy budou znamenat výraznou změnu v dosavadních tocích výkonů mezi soustavami. Tyto tranzity budou negativně ovlivňovat zatížení profilů s Polskem a Německem. Situaci v mezistátních výměnách elektrické energie ve střední Evropě lze v současnosti charakterizovat následovně:

–

Po sérii výpadků v letech 2003 až 2006 požadují provozovatelé přenosových soustav větší rezervy na přenosových profilech. I přesto je mnohdy provoz propojených sítí vystaven rizikům, která někdy mohou přerůst do vážných havarních stavů.

–

Výrazným prvkem, který se uplatňuje nyní a také v budoucnu se bude uplatňovat, a to ještě větší měrou, je provoz VTE v Německu. Kolísavý charakter dodávky elektřiny z těchto zdrojů způsobuje výrazné změny přenosů, které ovlivňují toky po mezistátních profilech. Z těchto důvodů bude nutné držet větší rezervy na kolísání přenosů vlivem VTE, což se týká i mezistátních profilů ES ČR.

–

Na mezistátní profily se superponují další přenosy (ať už obchodní – například tranzity třetích stran, či fyzikální – paralelní toky/kruhování přenosů, dále i kolísání přenosů způsobené provozem větrných elektráren).

–

I přes snahu všech provozovatelů přenosových soustav v Evropě může vzhledem k vysokému využití přenosových prvků, rozvinutému liberalizovanému obchodu s elektřinou a významně rostoucímu podílu větrných elektráren docházet k dalším nebezpečným až kritickým provozním situacím. Ty mohou vést k rozsáhlým těžkým poruchám zasahujícím i větší počet přenosových soustav v Evropě (rozpad v říjnu 2006).

−

Převaha exportních soustav spíše na severu a importních na jihu Evropy. S tím související převaha přenosů severojižním směrem ve střední Evropě a velký objem výměn elektrické energie realizovaný ve střední Evropě.

Posilování sítí ve středoevropském regionu Změny v organizaci, struktuře, legislativě a ekonomických vztazích energetických subjektů v evropských zemích se promítají ve větší míře v obchodování a větších výměnách elektřiny a také ve vyšších požadavcích na přenosy výkonů mezi propojenými elektrizačními soustavami. Přenosové sítě jsou zatěžovány značnými objemy toků výkonů ve směrech, které dříve nebyly příliš využívány. Rozvoj přenosových sítí musí proto na nově vzniklé potřeby reagovat, a to posilováním a výstavbou nových vedení v exponovaných profilech. Plánované významné investiční akce v přenosových soustavách sousedních států vycházejí z trendů vývoje provozu ES a očekávaných přenosů v perspektivě. Lze je charakterizovat následovně: Slovensko Přenosová síť ES Slovenska je charakterizována silným mezistátním propojením na ES ČR (5 vedení PS). Vzhledem k odstavení bloků JE Jaslovské Bohunice má ES Slovenska importní charakter, což se projevuje zvýšeným zatížením profilu ČR-SR. Vzhledem k importnímu charakteru ES Maďarska je značně zatížen profil SR-Maďarsko, což vede až k síťovým omezením.

únor 2009

strana 23

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Na jižním Slovensku je, pro posílení vazby vnitřní sítě na hraniční rozvodny a také v souvislosti s připravovanou výstavbou nových jaderných bloků, plánována výstavba nových 400 kV vedení. Postupně je plánována koncepční náhrada částí systému 220 kV systémem 400 kV na celém území Slovenska. Výhledově je plánováno další přeshraniční propojení 400 kV s ČR a s Maďarskem. Maďarsko Maďarská ES je dlouhodobě importní a dále zatížena tranzitem jižním směrem. To způsobuje značné vytížení hraničních profilů. V blízkém horizontu je plánováno posilování hraničních propojení (400 kV) s Rakouskem, Slovinskem a Chorvatskem. Polsko V blízkém období je připravována mohutná výstavba vedení 400 kV ve středozápadní části Polska. Tato oblast je doposud převážně pokryta systémem 220 kV, který již nevyhovuje současným požadavkům na bezpečnost provozu a vyvedení nových plánovaných konvenčních zdrojů. Ve vzdálenějším horizontu je v plánu změna 220 kV propojení Polsko – Německo na 400 kV a na stejném profilu se uvažuje o výstavbě dalšího 400 kV propojení (celkem 3 dvojitá 400 kV vedení). Dlouhodobě exportní charakter polské ES bude v budoucnosti redukován v důsledku odstavování klasických uhelných zdrojů. Rakousko V současnosti tvoří slabé místo PS Rakouska centrální část sítě 220 kV. To omezuje možnosti přenosů výkonů. Situace je nyní řešena instalací PST pro regulaci toků v sítích 220 kV. Změnu lze očekávat až po dokončení systému 400 kV. V roce 2008 bylo dokončeno zdvojení 400 kV vedení do ČR. Tato investiční akce spolu s dlouhodobě plánovanou výstavbou severojižních vedení 400 kV St. Peter–Tauern a Südburgenland – Kainachtal směřuje k odstranění úzkých míst pro mezistátní výměny. Německo Lze očekávat zvýšené, kolísavé přenosy ze severní části Německa v souvislosti s rozvojem větrných parků, lokalizované v této oblasti. V budoucnosti lze očekávat pokles objemu exportu, a to především dojde-li k odstavení jaderných zdrojů pracujících v základním pásmu. Pokračuje výstavba severojižních posílení přenosové soustavy 400 kV vedeními, které mají zajistit bezpečný provoz ve stavech s vysokou výrobou větrných elektráren. V dlouhodobějším horizontu jsou plánována nová přeshraniční vedení na Polsko a ČR. Vybrané investiční akce v přenosových sítích v blízkém okolí ES ČR jsou znázorněny na následujícím schématu přenosových síti ve středoevropském regionu (obrázek 4.3.2). Plánované investice jsou zvýrazněny žlutě.

strana 24

únor 2009

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Obr. 4.3.2 VYBRANÉ INVESTIČNÍ AKCE V PŘENOSOVÝCH SÍTÍCH

Vliv změn v zahraničních ES na budoucí zatěžování sítí ES ČR Budoucí zapojení přenosové sítě ČR do mezistátních výměn energie bude navazovat na dnešní mezistátní přenosy v regionu. Pro začlenění přenosové sítě ČR do mezistátní spolupráce je charakteristické: •

Většina přenosů z ES ČR je orientována směrem na jih, západ a nově též na východ, tento trend lze očekávat i v perspektivě.

•

Z dosavadního provozu je možné konstatovat značné využití PS ČEPS pro tranzitní účely, a to hlavně severojižním směrem.

únor 2009

strana 25

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

•

Po realizaci výhledového záměru na připojení ES Ruska a ES Ukrajiny na UCTE lze očekávat zvýraznění přenosů ve směru východ - západ s dopadem na profily PS na Německo.

•

Novým prvkem, který bude výrazněji limitovat poměry na mezistátních profilech, je kolísavý charakter provozu větrných elektráren v zemích s jejich velkou saturací. V ES ČR se to bude projevovat hlavně na profilu na Německo (VE-T, E.ON).

4.3.2 Omezení evropského trhu s elektřinou Za hlavní omezení evropského trhu s elektřinou lze považovat kapacitní omezení přeshraničních vedení a problematiku povolenek CO2. Omezení daná kapacitou úzkých míst (přeshraničních vedení) V současnosti je omezená kapacita přeshraničních propojení hlavním faktorem limitujícím mezistátní výměny elektrické energie. Jelikož je v některých případech poptávka po kapacitách na hraničních profilech větší než nabídka, musí být požadavky obchodníků omezovány. Ve většině případů se jedná o přidělování volných kapacit na základě aukčního principu. Vliv omezené kapacity profilů na ceny elektřiny byl v případě ES ČR svým způsobem pozitivní. Dokud trvala převaha exportní schopnosti české soustavy nad kapacitou profilů, respektive nad exportními příležitostmi, udržoval se účinkem omezené kapacity profilů cenový diferenciál vůči nejvýznamnějšímu trhu v regionu, ceny v ES ČR byly tudíž nižší. Cena za alokaci úzkých míst na přeshraničních profilech byla pouze důsledkem rozdílu cen elektřiny v sousedících soustavách a ne jejich příčinou. Avšak vliv omezené kapacity profilů klesá tehdy, pokud jsou exportní příležitosti soustavy rozděleny mezi okolní soustavy rovnoměrně a kapacity přeshraničních profilů převyšují exportní možnosti soustavy. K tomu došlo, v případě ES ČR, v nedávné době (částečně v roce 2007 a v roce 2008 plně), kdy se významnou exportní oblastí (příležitostí) stalo Slovensko a v důsledku toho klesl přetlak na profilech na Německo, čímž výrazně poklesla jejich cena (viz obrázek 4.3.3) a v rámci ČR došlo ke srovnání burzovních cen elektřiny (PXE) s burzou v Lipsku (EEX). Vývoj očekávaného exportu (salda) elektřiny na Slovensko i do ostatních okolních zemí bude do roku 2015 představen v kap. 4.5.1. Obr. 4.3.3 VÝVOJ CEN ZA ROČNÍ REZERVACI KAPACITY VYBRANÝCH PROFILŮ 16

[ € / (MW . h) ] rezervované kapacity

14 12 10 8 6 4 2 0 2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

[ Rok ] CEPS - SEPS

strana 26

CEPS - EON

CEPS - VET

CEPS - APG

únor 2009

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Poznámka:

Profil CEPS - PSE-O není zobrazen, neboť polský operátor nevypisuje pásmo pro roční aukce.

Popsaná situace s kapacitou přeshraničních profilů je komplikovaná v tom, že u aukčního mechanismu (NTC) v současné podobě není přímá vazba mezi fyzikálními a obchodními toky. To by mohlo způsobovat nebezpečné zatížení některých profilů, proto musí TSO vytvářet větší rezervy kapacit, případně omezovat velikost celkového vývozu/dovozu z oblasti. Poznámka:

Fyzikální tok: Tok na vedení či mezistátním profilu, který je možné fyzikálně změřit.

Poznámka:

Obchodní tok: Tok na základě kontraktu mezi 2 subjekty, tj. mezi prodejcem a nakupujícím, kteří jsou lokalizováni v jiné regulační oblasti (jiném státu). Tyto oblasti spolu mohou a/nebo nemusí přímo sousedit.

Mezi obchodními a fyzikálními toky vznikají často velké rozdíly. V současné situaci lze při porovnání velikosti toků na jednotlivých profilech konstatovat: Profil PSE-O – CEPS •

Výrazný rozdíl mezi fyzikálním a obchodním tokem je způsoben především kruhovými toky.

•

Přirozený kruhový tok z důvodu lokalizace zdrojů v příhraniční oblasti Polska, ČR a východní části Německa, jeho exportních záměrů a velké spotřeby v oblasti severní Moravy.

•

Významná část obchodních případů z Polska směřovaných na VE-T se fyzikálně uzavírá přes ČR, což současný systém aukcí neumožňuje plně respektovat.

•

Tento profil je v současnosti úzkým místem, je to především kvůli nesymetrii zatížení vedení 400 kV a poměrně silné vazbě mezi 400 kV a 220 kV propojením. To vše při poměrně vysokém zatížení profilu.

Profil CEPS – SEPS •

Fyzikální i obchodní toky v úzké vazbě.

•

V horizontu několika let se očekává změna velikosti přeshraničních toků, a to především vzhledem ke změnám ve zdrojové základně SR (výstavba nových JE) a k očekávanému zmírnění importního charakteru Balkánu (pokles tranzitů v tomto směru).

Profil CEPS – APG •

Kruhový tok směrem do Rakouska (vliv zdrojů v jižní části ES ČR).

•

Poměrně výrazné rozdíly mezi obchodními a fyzikálními toky jsou způsobeny především kruhovými toky.

•

Slabé propojení 400 kV spolu s poměrně silnou vazbou mezi 400 kV a 220 kV tvoří výrazné úzké místo. Dalším omezením je slabá propustnost vnitřní rakouské sítě, kde není dokončena 400 kV síť, a kde musí být propustnost ve 220 kV síti řízena transformátory s příčnou regulací.

Profil CEPS – VE-T •

Velikost kruhových toků zde velmi silně závisí na aktuální situaci rozložení výroby v Německu a okolí.

•

Výrazně zde kolísají rozdíly mezi obchodními a fyzikálními toky.

•

Z hlediska maximálních hodnot fyzikálních toků na tomto profilu nelze přímo hovořit o úzkém místě, v některých režimech může přispívat k vytváření úzkých míst na dalších profilech. Ve směru do VET byly pravidelně v aukcích dosahovány vysoké cenové nabídky, z hlediska obchodních toků se tedy potenciálně o úzké místo jedná.

únor 2009

strana 27

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Profil CEPS – E.ON •

Kruhový tok směrem na E.ON se uzavírá z důvodu slabého propojení ve vnitroněmecké přenosové síti (historické důvody).

•

V některých režimech je to výrazně zatěžovaný profil, a to především kvůli exportu, tranzitu a kruhovým tokům. Jak z fyzikálního, tak z obchodního hlediska lze tento profil označit za úzké místo.

Poznámka:

Pro extrémní přenosy a netypické případy může být samozřejmě dosaženo výrazně jiných rozdělení toků.

Omezení daná rozdílem fyzikálních a obchodních toků by měla v budoucnu redukovat připravovaná nová metoda přidělování hraničních profilů na základě fyzikálně-ekonomických kritérií (flow-based). Zmíněná metoda flow-based je v určité podobě již v EGÚ Brno využívána při modelování středoevropského prostoru a byla podrobena srovnávacím výpočtům s aukčním mechanismem NTC. Z tohoto srovnání plyne, že metoda flow-based neznamená pro českou soustavu žádné snížení exportních příležitostí oproti současnému stavu. Omezení daná systémem EU ETS a novým energeticko-klimatickým balíčkem Alokace a trh s povolenkami CO2 (dále jen „povolenky“) celoevropsky silně ovlivňují především energetiku. V rámci dlouhodobých bilancí ES ČR se jedná o neopominutelnou a velmi aktuální problematiku, neboť časový rozsah řešení přesahuje období několika Národních alokačních plánů (NAP) a tato skutečnost sebou nese neustále nové a nové otázky, jež je potřeba zodpovědět v návaznosti vývoj evropské legislativy na tomto poli. Mezi nejaktuálnější otázky současnosti patří vliv nového způsobu alokace povolenek po roce 2012 na trh s elektřinou. Situace v rámci NAP2 Na základě poznatků z NAP1 Komise EU přehodnotila celý systém alokace. V rámci NAP2 (2008 až 2012) snížila celkovou alokaci povolenek v rámci EU ETS o 3 % pod úroveň roku 2005. Celková výše alokovaných povolenek dosahuje 2 079 mil. EUA/rok a předpokládaný deficit činí 156 mil. EUA/rok. Pravidla NAP2 ovšem nově povolují využívání kreditů z projektů JI, CDM a GIS v rámci systému EU ETS a Kyotského protokolu. Pro pokrytí předpokládaného deficitu povolenek je možné provést dvě základní opatření: 1.

snižovat emise uvnitř podniků (vnitropodnikové snižování emisí),

2.

importovat kredity z projektů JI/CDM a systému GIS.

Mechanismus vnitropodnikového snižování emisí předpokládá vytvoření technicko-ekonomické analýzy možností snížení emisí CO2 ve výrobě. Následně se vypracuje nákladová křivka a v okamžiku, kdy cena povolenek na „forwardu“ umožní investice, tak se prodají povolenky a provedou potřebné investice, vedoucí ke snížení emisí. Druhou možností k pokrytí deficitu je nákup a následný převod kreditů ERU/CER/AAU z projektů JI/CDM/GIS. Zmíněné mechanismy JI/CDM/GIS ovlivňují v důsledku celkové množství povolenek v oběhu, neboť z nich získané kredity lze konvertovat do povolenek (EUA) a tím je využít k pokrytí vlastního nedostatku povolenek. Povolená míra takto získaných povolenek je zpravidla ve výši 10 % z celkové pětileté alokace na úrovni zařízení, ne však na úrovni státu. Jejich maximální možná míra je tudíž teoreticky dostatečná k pokrytí celého deficitu, producenti však musí zvolit vhodnou strategii na trhu s povolenkami (viz kapitola 6.6.3). Jednotlivé mechanismy lze charakterizovat jako: Projekty Joint Implementation (JI) produkují Emission Reduction Unit (ERU) kredity. Jsou vytvářeny v zemích, které mají závazek v Kyotském protokolu (Annex 1), avšak investice do těchto projektů v dané zemi dále snižují množství povolenek, a nejsou proto v energetice příliš oblíbené. S příznivější situací se však setkáváme v jiných sektorech u non-CO2 projektů.

strana 28

únor 2009

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

4

Projekty Clean Development Mechanism (CDM) produkují Certified Emission Reduction (CER) kredity. Jsou vytvářeny v zemích, které jsou členy Kyotského protokolu, ale nemají v jeho rámci závazek (non-Annex 1). Z tohoto důvodu tyto země nijak nehlídají vytváření CER kreditů a projekty CDM zde mají zelenou. International Emission Trading (IET). Jedná se o obchodování mezi zeměmi uvedenými v Annex 1, které mají přidělené kredity Assigned Amount Units (AAU). Tyto kredity jsou přiděleny každé zemi, která se zavázala ke snížení emisí v rámci Kyotského protokolu. Země, které mají přebytky těchto kreditů, je mohou prodat, čímž získají finanční prostředky. Tyto obchody mají buď charakter čistě mezivládních obchodů nebo obchodu podloženého projekty GIS (Green Investment Scheme). Navrhovaná situace v rámci NAP3 (respektive v období 2013 až 2020) V prosinci roku 2008 schválil parlament EU nový energeticko-klimatický balíček. Základem balíčku je systém obchodování s emisními povolenkami – EU ETS. Původní verze balíčku, nařizující elektrárenským společnostem kupovat 100 % povolenek již od roku 2013, byla doplněna o řadu výjimek. Hlavní pravidla balíčku lze stručně shrnout do následujících bodů: •

Výpočet celkového množství povolenek bude založen na datech z roku 2005. Objem povolenek uvedených na trh v rámci EU ETS by se měl postupně snižovat tak, aby do roku 2020 poklesly o 21 % ve srovnání s rokem 2005.

•

Působnost EU ETS by byla rozšířena takovým způsobem, aby zahrnovala i jiné skleníkové plyny než CO2 (především N2O z výroby kyselin a emise PFC z odvětví hliníku).

•

Na základě autorizace komise a v případě nepříznivého vývoje počasí bude možné překročit maximální roční množství povolenek až o 5 %.

•

Všechny elektrárny postavené v roce 2008 a později budou bez ohledu na zemi od roku 2013 předmětem aukčního mechanismu získávání povolenek. Země, jejichž HDP na hlavu v tržních cenách nepřesahuje 50 % unijního průměru a současně jsou při produkci elektřiny závislé na fosilních palivech více než z 30 % (tj. i ČR), budou od roku 2013 nakupovat pouze 30 % povolenek. Toto množství se bude zvyšovat až k dosažení 100 % v roce 2020.

•

Členské státy mohou (!) formou výjimek do roku 2020 nabídnout zdarma povolenky (které by jinak byly nabízeny formou aukce) elektrárnám existujícím před rokem 2008 na jejich modernizaci, a to do výše 70 % emisí těchto elektráren 2005 - 2007. Nicméně tato nabídka zdarma je dle směrnice zároveň podmíněna vypracováním plánu týkajícího se investic do vybavení a modernizace infrastruktury, do čistých technologií a do diverzifikace skladby energie v hodnotě odpovídající alespoň tržní hodnotě bezplatných povolenek.

•

Další průmyslová odvětví budou mít úlevy ohledně nákupu povolenek ještě větší než energetika, konkrétně: 20 % v roce 2013, 70 % v roce 2020, 100 % v roce 2025. V případě hrozby relokace daného odvětví mimo EU až 100 % povolenek zdarma pod podmínkou, že bude využívat alespoň z 10 % nejlepší dostupné (energeticky účinné) technologie.

•

V sektorech mimo obchodování s povolenkami (doprava bez letecké, stavebnictví, zemědělství, odpady) by do roku 2020 mělo dojít ke snížení CO2 o 10 % oproti roku 2005, avšak Česká republika může své emise v této oblasti zvýšit až o 9 %.

•

Počítá se s lineárním snižováním celkového množství povolenek o 1,74 % ročně.

•

Rozdělení povolenek bude podléhat následujícím pravidlům:

únor 2009

strana 29

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

•

–

88 % povolenek by se mělo mezi členské státy rozdělovat rovnoměrně dle objemu emisí v roce 2005.

–

10 % chudším státům EU. Definici vyhovuje 19 zemí včetně ČR.

–

2 % těm zemím, které za 1990 - 2005 snížily emise o 20 %. ČR vyhovuje s osmi dalšími zeměmi definici.

Projekty CCS by měly získat podporu v hodnotě povolenek na 300 milionů tun CO2.

Dle popsaného rozdělení alokace povolenek by v roce 2013 mohlo být ČR přiděleno přibližně stejné množství jako v období NAP2. Dopad uvedených pravidel byl rovněž prověřován v simulačních výpočtech obchodu a provozu roku 2013 až 2015. Dosažená zjištění jsou komentována v kapitolách 4.3.3 a 6.6. Cenový výhled povolenek EUA a kreditů ERU a CER Podstatný vliv na cenu povolenek v tomto období má a bude mít velikost potřebného objemu versus celkové množství povolenek v oběhu. V rámci systému EU ETS a Kyotského protokolu existuje několik mechanismů, které ovlivňují celkové množství povolenek v oběhu. Nejdůležitějším prvkem těchto mechanismů je, že získané kredity ERU/CER/AAU lze konvertovat do povolenek (EUA), a tím je využít k pokrytí vlastního nedostatku povolenek. V současnosti cena kreditů ERU/CER závisí na rizikovosti projektu. Kredity z nezajištěných projektů stojí 8 €, ovšem úspěšnost projektů je cca 70 %. Zajištěné projekty (např. bankou) nabízejí sice kredity v ceně 14 - 15 €, ale jsou plně zaručeny. Vzniklý rozdíl mezi cenou povolenek a kreditů je případný zisk firmy z těchto obchodů. Jako pojistný ventil lze uvažovat kredity AAU vzešlé z mezivládních obchodů IET a GIS. Vliv těchto kreditů na cenu EUA lze však očekávat spíše až po roce 2012. Další možností, jak ovlivnit cenu povolenek, je snížení potřebného množství cestou vnitropodnikového snižování emisí. Celková předpokládaná (možná) úspora postupně vzrůstá z 30 mil. tun až do souhrnné výše 250 mil. tun v roce 2012 (tzn. v průměru 50 mil. tun/rok). Nejvýznamnějším prostředkem vnitropodnikového snižování emisí se, alespoň z počátku, stane náhrada paliv. Předpokládá se, že cena těchto úspor bude mezi 30 až 35 € (dle konzultačních firem UBS, Pravda Capital nebo dle Société Générale). Po třech letech obchodování s povolenkami je možné již vysledovat některé trendy. Z analýz právě probíhajícího NAP2 a historie trhu v rámci NAP1 vyvozujeme základní odhad vývoje cen povolenek takto: •

Cenovým stropem EUA jsou vícenáklady na záměnu paliv u elektrárenských společností. Ceny paliv tak budou patrně nejvýznamnějším faktorem při určování cen EUA. V neenergetických sektorech bohužel není situace natolik pružná.

•

Cenový výhled EUA se liší podle zdroje, přesto se všechny odhady shodnou na výraznějším nárůstu cen až v roce 2011 a 2012. V simulačních výpočtech EGÚ Brno, a. s., předpokládáme vývoj ceny povolenek pro období NAP2 shodný s předpovědí konzultační společnosti Pravda Capital. Tato analýza vychází s počáteční ceny 20 €/EUA, v průběhu NAP2 předpokládá nejdříve pokles ceny povolenek až pod 15 € a poté nárůst na konci období NAP2 až po koncovou cenu 25 – 30 €/EUA v roce 2012. Pro období 2013 až 2020 předpokládáme kontinuitu s NAP2 a očekáváme postupný progresivní vývoj ceny EUA se „startovní“ cenou povolenek na úrovni 30 €/EUA v roce 2013.

strana 30

únor 2009

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Stabilizační efekt na cenu EUA by měly mít emisní kredity z mechanismů JI/CDM/GIS. Je však s nimi spojena vyšší administrativní náročnost a další nejistoty. Vyjmenujme některé hlavní aspekty ovlivňující jejich cenu a dostupnost: •

O kreditech ERU se příliš nemluví, neboť nejsou, z důvodu snižování závazku, v zemi, kde se projekt uskuteční, příliš oblíbené. Jejich objem byl v roce 2008 přibližně sedminový oproti kreditům CER.

•

Cena kreditů CER bude svázána s cenou EUA, avšak bude vždy nižší než cena povolenek. Předpokládá se cena od 15 € v roce 2008 až po 37 € v roce 2012 (v případě, že kreditů bude v roce 2012 nedostatek). Podle jiných odhadů bude v roce 2012 cena nižší, tzn. okolo 20 € (za předpokladu dostatečného množství kreditů pro pokrytí deficitu EUA).

•

Dle analýzy společnosti Pravda Capital lze v roce 2012 očekávat rovnováhu, příp. přebytek kreditů ERU/CER/AAU nad poptávkou a následně s tím spojenou i cenu těchto kreditů na nižší úrovni.

Aktuální hospodářský vývoj v prosinci 2008 naznačuje, že většina zemí EU ETS se bude potýkat s hospodářskou recesí a pravděpodobně i poklesem spotřeby. S tím je samozřejmě spojený i krátkodobý pokles emisí CO2, pokles ceny povolenek a pravděpodobný pokles zájmu o nákup kreditů ERU a CER.

4.3.3 Očekávané ceny silové elektřiny ve středoevropském regionu Za středoevropský region v rámci této kapitoly považujeme následující země: Česká republika (CZ), Maďarsko (HU), Německo (DE), Polsko (PL), Rakousko (AT) a Slovensko (SK). Z bilančního hlediska zde drží jednoznačný primát Německo, které vytváří přes 62 % celkové výroby a spotřeby regionu. Z tohoto pohledu lze situaci v Německé ES, respektive situaci na Německé burze, považovat za zásadní a určující pro celý středoevropský region. Obr. 4.3.4 VÝVOJ CEN ROČNÍHO PÁSMA SILOVÉ ELEKTŘINY V OKOLNÍCH SOUSTAVÁCH 90

80

70

[€/MWh ]

60

50

40

30

20

10

2005

2006

2007

2008

0 1.Q 2005

2.Q 2005

3.Q 2005

4.Q 2005

1.Q 2006

2.Q 2006

3.Q 2006

4.Q 2006

1.Q 2007

2.Q 2007

3.Q 2007

4.Q 2007

1.Q 2008

2.Q 2008

3.Q 2008

4.Q 2008

[ Čtvrtletí ]

DE (Cal-R+1)

únor 2009

HU (Cal-R+1)

PL (DAM)

SK (Cal-R+1)

strana 31

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Dosavadní vývoj velkoobchodních cen elektřiny ve středoevropském prostoru tvoří základní kalibrační údaj simulačních výpočtů, provedených modelem středoevropského prostoru MSP (ukázka statistických dat viz obr. 4.3.4) a očekávaného vývoje v jednotlivých soustavách. V obrázku jsou uvedeny ceny elektřiny („roční baseload“) v okolních soustavách obchodované na následující rok (v obrázku označeno jako Cal-R+1), počínaje obchody uzavíranými v roce 2005 na elektřinu dodanou v roce 2006. Vzhledem k bilanční situaci v celém regionu považujeme v našich úvahách za nejdůležitější, z hlediska forwardových obchodů, lipskou burzu EEX. Situace v ostatních zemích regionu se pak zpravidla vymezuje právě vůči lipské burze podle velikosti kapacit přeshraničních profilů a podle přebytku či nedostatku výrobních kapacit v dané zemi. Poznámka:

Výsledky obchodování na Německé burze platí i pro Rakousko.

Poznámka:

Expertní odhad vývoje cen používaný v dřívějších pracích byl v této práci již nahrazen výsledky výpočtu z modelu středoevropského prostoru. Odhad vývoje velkoobchodních cen ročního pásma ve středoevropském regionu je prezentován v obrázku 4.3.7.

Využití statistiky (historie) pro účely simulace ilustrují obr. 4.3.5 a obr. 4.3.6. Zobrazuje obchodování na německé burze, tedy na nejdůležitějším „obchodním místě“ v regionu, s produktem roční baseload, na rok 2008 a 2009 (obchodně jsou tyto produkty označovány jako Cal-08 a Cal-09). Statistické srovnání cen více produktů (na více let) dokládá, že mezi nimi existuje úzký vztah. Ceny v daném časovém okamžiku jsou velmi podobné a téměř by se dalo říci, že udržují konstantní rozestup (offset). Je patrno, že pro ceny je podstatnější to, kdy se uskutečňuje obchodování, nikoliv to, kdy se má uskutečnit dodávka elektřiny. Z velikostí obchodovaného množství je zřejmé, že největší objemy jsou obchodovány až v roce předcházejícím roku dodání. V době předtím vykazují nižší objemy, často lze identifikovat skok na přelomu roku. Můžeme tedy odvodit, že k obchodování dochází prakticky „z roku – na rok“. Závěrečný vývoj ceny elektřiny na německé burze na rok 2009, tedy ceny z prosince 2008, odráží nepříznivá očekávání celosvětového hospodářského vývoje a plně vymazal prudký nárůst ceny elektřiny v první polovině roku 2008. Rovněž cena elektřiny se vrátila zpět na cenovou hladinu z let 2006 a 2007. Právě podobné, těžko predikovatelné výkyvy hospodářského vývoje nás nutí při simulaci přihlížet k cenovému vývoji jako k celku s dlouhodobými trendy (cca 10 let) a neovlivněnému krátkodobými hospodářskými výkyvy. Výhled spotřeby elektřiny, zatížení a očekávaná situace zdrojové základny ve středoevropském regionu byly již představeny v kap. 3.1. Tyto okolnosti zásadně ovlivňují ceny elektřiny v ČR na jedné straně nepřímo, protože znamenají příležitosti pro export elektřiny z ČR nebo naopak možnost importu, na druhé straně přímo, protože mají vliv na cenovou hladinu v těchto zemích (samozřejmě vedle dalších vlivů). Očekávané ceny elektřiny v okolních zemích na úrovni ročního baseloadu ilustruje obrázek 4.3.7. Ceny byly stanoveny na základě simulačního výpočtu středoevropského prostoru. Přitom byly zohledněny výše uvedené vlivy, přihlíželo se k historickému vývoji cen v jednotlivých soustavách, ke změnám v jejich zdrojové základně (vliv na náklady) a k vývoji cen na energetických burzách v minulosti a k tam dosud uzavřeným obchodům s elektřinou na budoucí období. S ohledem na skutečnost, že ceny na rakouské burze jsou v korelaci s cenami na německé burze, jsou odhadované ceny v těchto zemích totožné, a proto jsou ilustrovány jediným průběhem (jen průběhem DE).

strana 32

únor 2009

30

únor 2009

Obchodované množství el. [ MWh]

Listopad 2008

Září 2008

Červenec 2008

Květen 2008

Březen 2008

Leden 2008

Listopad 2007

Září 2007

Červenec 2007

Květen 2007

Březen 2007

Listopad 2007

Září 2007

Červenec 2007

Květen 2007

Březen 2007

Leden 2007

Listopad 2006

Září 2006

Červenec 2006

Květen 2006

Březen 2006

Leden 2006

Listopad 2005

Září 2005

Červenec 2005

Květen 2005

Březen 2005

Leden 2005

Listopad 2004

Září 2004

Červenec 2004

Květen 2004

Březen 2004

Měsíční vážený průměr ceny [€/MWh]

80

70 50 000 000

40 000 000

60 30 000 000

50 20 000 000

40

90

80

70 50 000 000

40 000 000

60 30 000 000

50

20 000 000

40 Měsíční objem zobchodované energie [MWh]

90

Měsíční objem zobchodované energie [MWh]

Obchodované množství el. [ MWh]

Leden 2007

Listopad 2006

Září 2006

Červenec 2006

Květen 2006

Březen 2006

Leden 2006

Listopad 2005

Září 2005

Červenec 2005

Květen 2005

Březen 2005

Leden 2005

Listopad 2004

Září 2004

Červenec 2004

Květen 2004

Březen 2004

Leden 2004

30

Leden 2004

Měsíční vážený průměr ceny [€/MWh]

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

4

Obr. 4.3.5 EEX - BASELOAD CAL-08 - MĚSÍČNÍ STATISTIKY 70 000 000

60 000 000

10 000 000

0

Průměrná cena [€/MWh]

Obr. 4.3.6 EEX - BASELOAD CAL-09 - MĚSÍČNÍ STATISTIKY 70 000 000

60 000 000

10 000 000

0

Průměrná cena [€/MWh]

strana 33

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Obr. 4.3.7 VÝVOJ CEN ROČNÍHO PÁSMA SILOVÉ ELEKTŘINY V OKOLNÍCH SOUSTAVÁCH 100

90

80

70

[ €/MWh ]

60

50

40

30

20

10

0 2010

2011

2012

2013

2014

2015

[ rok ] DE DE bez EUA

HU HU bez EUA

PL PL bez EUA

SK SK bez EUA

Silnou čarou je znázorněn výsledný průběh cen ročního pásma v jednotlivých soustavách. V simulaci je od roku 2013 zahrnut dopad energeticko-klimatického balíčku na ceny elektřiny a výpočet reflektuje předpokládaný postupný nárůst nakupovaných povolenek v energetice od 30 % v roce 2013 až po 50 % v roce 2015. Tenkou čarou ve stejné barvě je poté od roku 2013 vynesen předpokládaný průběh cen elektřiny při 100 % povolenek pro energetiku zdarma. Z výsledků výpočtů vyplývá, že vliv balíčku je na země regionu přibližně rovnoměrný, v Maďarsku poněkud nižší než jinde v okolí. Na Slovensku je dobře patrný vliv plánovaného zprovoznění nového jaderného zdroje v letech 2012 a 2013 na cenu elektřiny. Cenová hladina pásmové elektřiny v Maďarsku je dána vysokým podílem plynových zdrojů v instalovaném výkonu maďarské ES. Na druhou stranu tento vysoký podíl poněkud tlumí dopad povolenek na cenu elektřiny, přesto je však cena elektřiny nejvyšší v celém regionu. Nízké ceny elektřiny v Polsku souvisí s předpokládaným (trvajícím) přebytkem výrobních kapacit. Zavedením povinného nákupu povolenek se však projeví nevhodná skladba polských zdrojů a cena elektřiny zde procentuálně dozná nejvyššího nárůstu v regionu.

4.3.4 Očekávané trendy obchodních výměn mezi jednotlivými soustavami středoevropského regionu V této kapitole bychom se chtěli zaměřit na popis výsledků obchodních výměn při použití metody flow-based a jejich srovnání se stávajícím mechanismem NTC a také na obecné trendy obchodních výměn ve střednědobém období. Očekávané trendy přeshraničních obchodních výměn ve vztahu k ES ČR ve střednědobém období jsou dále detailně rozvedeny v kapitole 4.5 společně s dalšími výsledky provozu soustavy.

strana 34

únor 2009

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

4

Skutečnosti spojené s předpokládaným zavedením flow-based metody jsou stručně shrnuty v následujících bodech: •

Současný směr, trend i objem obchodních výměn zůstane pravděpodobně zachován. Nadále bude přetrvávat výrazný severo-jižní a východo-západní směr obchodů, daný exportními příležitostmi.

•

Rovněž obchodní příležitosti v Maďarsku a z počátku i na Slovensku mají vysoký potenciál, neboť je zde vysoká exportní příležitost a směr obchodů jde proti předpokládaným většinovým obchodním tokům.

•

Ze srovnávacích výpočtů plyne, že metoda flow-based neznamená pro českou soustavu žádné snížení exportních příležitostí oproti současnému stavu.

•

Metodika výpočtu středoevropského prostoru je taková, že je ve výsledku vybrána varianta výhodná pro všechny subjekty, nicméně prezentuje tak jakýsi ustálený stav, kdy všichni účastníci trhu jsou dostatečně zkušení (jednají racionálně). V počátcích zavedení flow-based metody bude určitá přechodná fáze, kdy bude docházet k učení se všech subjektů, což se může odrazit na efektivitě flow-based metody.

V závěru horizontu střednědobého období (na konci období řešeného v prostřednictvím MSP) lze očekávat tyto trendy obchodních výměn:

této zprávě

•

Česká republika – očekává se změna ze současného exportního charakteru země až na vyrovnaný (těsně po skončení střednědobého období). V dlouhodobějším horizontu je možné očekávat zvýšení exportních možností země, avšak to je závislé na velikosti instalovaného výkonu nově postavených zdrojů. Obchodní výměny z ČR budou spíše spadat do oblasti pásmových obchodů.

•

Polsko – velmi podobná situace jako u ČR, což je dáno především velkým zastoupení zdrojů na uhlí. Budoucí exportní schopnost Polska závisí na rozsahu investic do stávajících a nových uhelných zdrojů. Obecně se ve vzdálenějším horizontu očekává pokles exportních schopností. Stejně jako u ČR by u exportů měly převažovat pásmové obchody.

•

Slovensko – ze současného importního charakteru země způsobeného značnými změnami ve zdrojové základně lze očekávat přechod na vyrovnaný až mírně přebytkový charakter. Tato změna souvisí s deklarovaným výrazným zvýšením podílu JE na instalovaném výkonu země.

•

Maďarsko – očekává se posilování importního charakteru země. I v budoucnu budou v této oblasti zastoupeny spíše zdroje s vyššími náklady. Je zde a bude prostor pro pásmové i špičkové obchody.

•

Rakousko – vysoké zastoupení průtočných, akumulačních a přečerpávacích elektráren spolu s drahými zdroji na fosilní paliva (plyn, dovozové uhlí) způsobuje a bude způsobovat vysoké denní i sezónní výkyvy salda. U obchodních výměn budou převažovat především kontrakty na export špičkové energie a nákup energie v nočních hodinách. Celkově se bude zvyšovat importní charakter oblasti.

•

Německo – vzhledem ke značnému zastoupení OZE lze očekávat značné výkyvy salda závislé na aktuálních klimatických podmínkách. Lze očekávat výkyvy salda až ±10 GW. Tyto změny budou výrazně ovlivňovat krátkodobé obchody v celém středoevropském regionu. Vzhledem k probíhajícím a plánovaným změnám u konvenčních zdrojů (odklon od JE) bude ve výsledku importní zemí.

únor 2009

strana 35

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

4.4

VÝROBNÍ ZÁKLADNA ES ČR VE STŘEDNĚDOBÉM VÝHLEDU

Oblast výrobních zdrojů je vedle problematiky spotřeby elektřiny druhým rozhodujícím vstupem pro provedení analýzy situace očekávané při uspokojování poptávky po elektřině. Celkový rozsah i druhová skladba výrobních zdrojů musí být proto průběžně sledovány a vyhodnocovány, neboť výstavba zdrojů je záležitost časově a finančně náročná a rozhodnutí o změnách v jejím složení musí být přijímána s dostatečným předstihem. Z časového pohledu se na tomto místě zabýváme charakteristikou zdrojové základny od současnosti, tj. začátku roku 2009, do roku 2015, tedy v období tzv. střednědobého výhledu. Předpokládaný vývoj zdrojů v tomto období lze rámcově charakterizovat následovně: •

Budou pokračovat zahájené retrofity na hnědouhelných elektrárnách Tušimice II a Prunéřov II, vedoucí ke zlepšení účinnosti i ostatních technických parametrů.

•

S vysokou pravděpodobností bude v Ledvicích zprovozněn hnědouhelný blok 660 MW s nadkritickými parametry.

•

Nedojde zatím k výraznému odstavování větších objemů výkonu.

•

Bude probíhat proces zvyšování výkonu JE Dukovany.

•

Ve větší míře než dosud se uplatní větrné elektrárny, jejichž rozvoj je indikován podle objemu žádostí o připojení. Jiné typy technologií využívajících obnovitelné zdroje se zatím uplatní jen v menším rozsahu.

•

Bude docházet k instalacím menších jednotek ve výrobnách nezávislých výrobců, často jako náhrada stávajících technologií. Lze očekávat, že část technologie bude založena na paroplynových nebo prostých spalovacích jednotkách.

•

S ohledem na vývoj situace v oblasti primárních zdrojů dojde k řadě rozhodovacích procesů o dalším směřování rozvoje výrobních zdrojů, ale tyto změny ve střednědobém období nebudou ještě realizovány, protože doba přípravy a výstavby přesahuje tuto časovou hranici (rok 2015). Nelze tedy příliš předpokládat, že by se ve střednědobém výhledu objevil nový významný zdroj, o kterém se dnes vůbec nehovoří.

V následujícím textu je uvedena charakteristika očekávaného, vysoce pravděpodobného, vývoje hlavních skupin zdrojů během střednědobého období. Údaje v tabulkách nebo grafech jsou proto uváděny jen do roku 2015. Problematika vývoje zdrojů v dlouhodobém výhledu, tj. za rokem 2015, je podrobně popsána v kapitole 5. Je nutno připomenout, že období dlouhodobého výhledu je výrazně odlišné, protože na rozdíl od časové etapy do roku 2015 se v něm provádí návrh instalace nových výkonů s ohledem na potřeby soustavy. Ve střednědobém období tomu tak není, zde se pracuje, a to i v souladu s výše uvedeným, jen se současným stavem a reálnými záměry. V kapitole 5 jsou rovněž podrobněji popsány i obnovitelné zdroje. Toto pojetí je uplatněno proto, že jde v jistém smyslu o specifickou problematiku, kdy je vhodné popsat souhrnně celkové trendy. Proto jsou tyto zdroje v popisu situace ve střednědobém výhledu uvedeny jen zběžně. Naproti tomu se v této části významněji věnujeme problematice kombinované výroby elektřiny a tepla. Ta je zde popsána souhrnně, v dlouhodobém výhledu pak není samostatně analyzována, avšak v bilancích je reálně promítnuta. Výsledná očekávaná skladba zdrojové základny v období let 2010 až 2015 je včetně aktuálního stavu v roce 2009 popsána v tabulce 4.4.1. Jsou v ní uvedeny výkony ve členění podle technologií, podle vlastníků a nakonec i podle primárních zdrojů pro výrobu elektřiny. Stav je uveden vždy k 31. 12. každého roku. Ke skupině tepelných elektráren je potřebné poznamenat, že jde o zdroje spalující jak fosilní paliva, tak i paliva z obnovitelných a druhotných energetických zdrojů.

strana 36

únor 2009

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Tab. 4.4.1

PŘEHLED INSTALOVANÝCH VÝKONŮ ZDROJŮ ES ČR V OBDOBÍ LET 2009 - 2015

Členění zdrojů podle technologie výroby

Členění zdrojů podle vlastníků zdrojů

Instalované výkony k 31. 12. každého roku

skupina

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

ČEZ, a. s. - stávající včetně retrofitovaných ČEZ, a. s. - nové bloky Nezávislí výrobci - veřejné zdroje Závodní elektrárny ČEZ, a. s. Nezávislí výrobci - veřejné zdroje Závodní elektrárny ČEZ, a. s. ČEZ, a. s. Nezávislí výrobci ČEZ, a. s. Nezávislí výrobci Nezávislí výrobci Nezávislí výrobci

6 548 0 2 421 1 700 0 852 38 3 849 723 328 1 145 350 21 0

6 548 0 2 537 1 703 0 859 38 3 874 723 330 1 145 550 36 0

6 548 0 2 702 1 706 0 866 38 3 899 723 332 1 145 800 56 0

6 628 0 2 655 1 520 0 873 38 3 924 723 334 1 145 950 76 0

6 408 660 2 655 1 548 0 880 38 3 924 723 336 1 145 983 96 0

6 448 660 2 660 1 576 0 887 38 3 924 723 338 1 145 1 017 116 0

6 448 660 2 665 1 576 0 894 38 3 924 723 340 1 145 1 049 136 0

Klasické parní zdroje celkem Plynové nebo paroplynové zdroje celkem Jaderné elektrárny celkem Vodní elektrárny celkem Větrné elektrárny Fotovoltaické elektrárny Geotermální elektrárny

10 669 890 3 849 2 195 350 21 0

10 788 10 956 10 804 11 271 11 344 11 349 897 904 911 918 925 932 3 874 3 899 3 924 3 924 3 924 3 924 2 197 2 199 2 201 2 203 2 205 2 207 550 800 950 983 1 017 1 049 36 56 76 96 116 136 0 0 0 0 0 0

ČEZ celkem Nezávislí výrobci - veřejné zdroje Závodní elektrárny

12 265 3 972 1 738

12 290 12 315 12 420 12 860 12 900 12 900 4 312 4 756 4 888 4 950 5 018 5 084 1 741 1 744 1 558 1 586 1 614 1 614

ES ČR celkem

17 975

18 343 18 815 18 866 19 396 19 532 19 598

skupina

podskupina

Tepelné zdroje spalující fosilní paliva, a dále paliva

Klasické parní zdroje

z obnovitelných a druhotných energetických zdrojů

Plynové nebo paroplynové zdroje

Jaderné elektrárny Vodní elektrárny

Akumulační a průtočné

Přečerpávací Větrné elektrárny Fotovoltaické elektrárny Geotermální elektrárny

Skladba instalovaného výkonu

1)

zdrojů podle primární energie

- hnědé uhlí

8557

8560

8 723

8 573

9 036

9 102

9 102

- černé uhlí

1735

1735

1 735

1 735

1 734

1 734

1 734

- zemní plyn

748

753

758

763

767

772

777

- topné oleje

94

94

94

93

93

93

93

- biomasa

257

373

378

383

388

393

398

6

8

10

12

14

16

18

162

162

162

156

157

159

159

- jaderná energie

3 849

3 874

3 899

3 924

3 924

3 924

3 924

- vodní energie

2 195

2 197

2 199

2 201

2 203

2 205

2 207

- větrná energie

350

550

800

950

983

1 017

1 049

- solární energie

21

36

56

76

96

116

136

- geotermální energie

0

0

0

0

0

0

0

- bioplyn - technologické plyny

ES ČR celkem

17 975

18 343 18 815 18 866 19 396 19 532 19 598

1) U zdrojů se spalováním více druhů paliv jsou instalované výkony započteny v poměrech jednotlivých spalovaných paliv

únor 2009

strana 37

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

4.4.1 Jaderné elektrárny V průběhu let 2010 až 2015 se uvažuje s provozem obou jaderných elektráren, tedy Dukovan a Temelína. V případě JE Dukovany se předpokládá průběžné navyšování instalovaného výkonu bloku v souvislosti s jejich postupnou modernizací. První etapa zvyšování výkonu ze 440 MW na 456 MW je již realizována na všech blocích, po ní následuje zvyšování ze 456 MW na 481 MW s tím, že není vyloučeno dosažení i vyšších hodnot, v bilancích je uvažováno jednotně s hodnotou 481 MW. V případě JE Temelín se počítá standardně s výkonem 1 000 MW, případné zvýšení výkonu však není do budoucna vyloučeno. Na provozuschopnost bloků má samozřejmě vliv i harmonogram údržby. V této oblasti se počítá s výrazným „posunem“ u JE Dukovany, kdy se cyklus odstávek bude měnit. K průběžnému přechodu na nový systém by mělo dojít právě ve střednědobém výhledu. Výsledný stav by měl být v rozsahu 20 dní odstávky na jeden blok ročně, 1x za 4 roky odstávka 32 dní a 1x za 8 let odstávka 58 dní. Vzhledem k tomuto harmonogramu a počtu bloků nemůže být rozvrstvení odstávek rovnoměrné, ale je realizováno tzv. systémem „cik-cak“. Celkově však opatření vedoucí ke zkracování celkového rozsahu odstávek směřují k navýšení výroby. S výstavbou nových jaderných bloků není z časových důvodů možné pro střednědobé období uvažovat, toto je řešeno (navíc variantně) až v dlouhodobém vývoji.

4.4.2 Tepelné elektrárny ČEZ Tepelné elektrárny ČEZ tvoří vedle jaderných elektráren rozhodující část zdrojové základny, která zabezpečuje podstatný objem výroby silové elektřiny a také řadu regulačních služeb. V převážné míře jde o zdroje s jednotkami typových řad 50/55 MW, 100/110 MW, 200/210 MW a 500 MW tak, jak to odpovídá historickému vývoji instalací výroben. V následujícím textu uvádíme základní informace o jednotlivých výrobnách s tím, že se jedná pouze o popis jejich stavu do roku 2015, tedy pro střednědobý výhled. •

Tušimice II - rozsah 4x 200 MW - zdroj je postupně retrofitován od roku 2007, tento stav se do roku 2015 nezmění.

•

Prunéřov II - stávající stav 5x 210 MW - zdroj bude retrofitován v návaznosti na dokončení retrofitu na zdroji Tušimice II. Retrofity se však budou týkat pouze tří bloků, proběhnou do roku 2013 a výsledkem bude zvýšení jednotkového výkonu na 250 MW. Zbývající dva bloky zůstanou původní, v roce 2015 by tak celkový výkon elektrárny měl být 1 170 MW.

•

Prunéřov I - 4x 110 MW - do roku 2015 se tento výkon nebude měnit.

•

Počerady - 5x 200 MW - zdroj bude patrně do roku 2015 v provozu v tomto rozsahu, případná obnova ve vazbě na zbývající zásoby uhlí je záležitostí pozdějšího období.

•

Ledvice - stávající stav 3x 110 MW. Na lokalitě se buduje nový blok 660 MW s nadkritickými parametry s očekávaným zprovozněním na počátku roku 2013. Se zprovozněním nového bloku dojde k odstavení stávajících bl. 2 a 3, v provozu zůstane z původního zdroje jen bl. č. 4 s fluidním kotlem, a výsledný stav zdroje k roku 2015 tak bude 770 MW.

•

Tisová - současná skladba 3x 57 + 1x 12.8 (Tisová I) + 1x 112 MW (Tisová II) se do roku 2015 nebude měnit.

•

Mělník II - 2x 110 MW - do roku 2015 se nepočítá se změnou.

•

Mělník III - 1x 500 MW - do roku 2015 bude v provozu.

•

Chvaletice - 4x 200 MW - do roku 2015 beze změny.

strana 38

únor 2009

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

•

Dětmarovice - 4x 200 MW - jediný z černouhelných velkých zdrojů, do roku 2015 se nepředpokládají změny.

•

Poříčí - dosud 3x 55 MW, ale vzhledem ke kotelnímu parku je možný obvyklý provoz jen dvou bloků. V bilanci je počítána účast pouze 2 bloků, stav beze změny do roku 2015, zdroj pracuje v teplárenském režimu.

•

Hodonín - stávající stav 1x 50 + 1x 55 MW se do roku 2015 nebude měnit, ale nelze vyloučit potřebu změny paliva v souvislosti s ukončením místní těžby lignitu.

•

Dvůr Králové nad Labem - teplárna s výkonem 18.3 MW, v provozu po celé období, lze předpokládat vyšší využívání biomasy.

•

Teplárna Vítkovice - stávající stav 79 MW (více menších jednotek) - zdroj je v majetku ČEZ nově v souvislosti s fúzováním s dřívější SME, do roku 2015 zřejmě beze změny.

Následující tabulka 4.4.2 obsahuje přehled tepelných elektráren ČEZ, který odpovídá výše uvedenému textu. Podrobnější popis vývoje jednotlivých zdrojů je uveden v kapitole 5. Tab. 4.4.2 PŘEHLED STÁVAJÍCÍCH TEPELNÝCH ELEKTRÁREN ČEZ, a. s. Elektrárna

Instalovaný výkon [ MW ] 2009

2010

2011

2012

2013

2014

Poříčí

110

110

110

110

110

110

110

Dvůr Králové nad Labem

18.3

18.3

18.3

18.3

18.3

18.3

18.3

Teplárna Vítkovice Tisová I

2015

79

79

79

79

79

79

79

183.8

183.8

183.8

183.8

183.8

183.8

183.8

Hodonín

105

105

105

105

105

105

105

Tisová II

112

112

112

112

112

112

112

Prunéřov I

440

440

440

440

440

440

440

Ledvice II

330

330

330

330

110

110

110

Ledvice - nový blok

----

----

----

----

660

660

660

Mělník II

220

220

220

220

220

220

220

Tušimice II

800

800

800

800

800

800

800

Počerady

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

Chvaletice

800

800

800

800

800

800

800

Dětmarovice

800

800

800

800

800

800

800

Prunéřov II

1050

1050

1050

1130

1130

1170

1170

Mělník III

500

500

500

500

500

500

500

ČEZ - tepelné elektrárny celkem

6548

6548

6548

6628

7068

7108

7108

4.4.3 Tepelné elektrárny nezávislých výrobců Pod pojmem „nezávislí výrobci“ chápeme všude, kde je tento pojem uváděn, subjekty mimo rámec ČEZ, a. s. Vnitřně je tato skupina dále členěna na skupinu zdrojů „veřejných“ a zdrojů „závodních“. Odlišnost těchto skupin je ve způsobu charakteru provozu, z pohledu technologického vybavení se rozdíly nevyskytují. Lze konstatovat, že tato skupina zdrojů zahrnuje velmi rozsáhlou škálu výroben. Ty největší z nich jsou zdroje systémového charakteru, poskytující podpůrné služby, ale patří sem především řada menších tepláren, a to jak veřejných, tak průmyslových až po nejmenší zdroje. Přitom je uplatněn princip, že jmenovitě je sledován každý zdroj nad 1 MW instalovaného elektrického výkonu, zdroje menší jsou v bilancích zahrnuty skupinově (např. podle typů a podle distribučních regionů). Rozhodující část těchto zdrojů využívá jako primární zdroj hnědé nebo černé uhlí, v daleko menší míře zemní plyn. V případě závodních energetik se lze setkat se spalováním

únor 2009

strana 39

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

produktů vlastní průmyslové činnosti (odpady z papírenské výroby, technologické plyny v hutích, kapalné rafinérské produkty apod.). Spalování biomasy probíhá obvykle jen jako spoluspalování s pevnými palivy, zdrojů využívajících čistou biomasu je minimum a omezují se spíše na menší jednotkové výkony. Skupina „veřejných zdrojů“ zahrnuje asi 60 výroben nad 1 MW, drobných zdrojů pod 1 MW je asi 300. Celkový instalovaný elektrický výkon této skupiny je dnes necelých 3 300 MW, do roku 2015 lze očekávat nárůst na zhruba 3 550 MW, a to výstavbou některých konkrétních jednotek (již definované záměry) i plošným nárůstem menších zdrojů využívajících biomasu nebo bioplyn. U menších zdrojů je nutno přijímat spíše jen odhady. Rovněž je nutno připomenout důležitou skutečnost, že v předkládaných bilancích jsou uváděny ty nové zdroje, o nichž existuje širší povědomost a které byly oficiálně sděleny ze strany jednotlivých subjektů. Existuje řada záměrů, o kterých se sice hovoří, ale příslušné subjekty je do svých podkladů, které poskytují pro potřebu tvorby těchto bilancí, záměrně neuvádějí, protože zatím nemají oficiální podobu. Proto se při porovnávání s jinými prameny mohou vyskytnout některé konkrétní odlišnosti. Skupina „závodních elektráren“ zahrnuje kolem 50 zdrojů nad 1 MW. Jde o vyhraněnou kategorii zdrojů, jejichž produkce elektřiny a zejména dodávkového tepla je vázána na průmyslovou produkci konkrétního podniku. Pro začlenění do dané skupiny je rozhodující faktický způsob provozování elektrárny, nikoliv jen vlastnické vztahy. Řada těchto zdrojů byla sice formálně převedena do jiných společností, ale způsob provozu zůstal. Celkový instalovaný výkon této skupiny je kolem 1 700 MW. Tato hodnota je nižší, než bylo dříve uváděno, což je dáno přechodem jednoho významnějšího zdroje - teplárny Vítkovice - do společnosti ČEZ, a to v rámci fúze. Vzhledem k vazbám na průmyslovou produkci lze předpokládat setrvání zhruba ve stávajícím rozsahu, jedinou významnější změnou bude patrně skladba zdrojů společnosti Unipetrol RPA (závodní zdroj chemického kombinátu Záluží). K nejvýznamnějším subjektům ve skupině nezávislých výrobců patří: •

Energotrans, a. s. (elektrárna Mělník I), 352 MW, hnědouhelný zdroj s významným podílem v teplárenství, bez očekávaných změn do roku 2015.

•

International Power Opatovice, a. s. (elektrárna Opatovice), 363 MW, hnědouhelný zdroj, částečně s teplárenským režimem. Od roku 2010 počítáno s rozšířením o 100 MW blok na spalování biomasy.

•

ECKG Kladno (elektrárna a teplárna Kladno), 371 MW - zdroj se dvěma hnědouhelnými bloky s fluidními kotli po 135 MW, spalovací špičkový zdroj 66.9 MW, teplárenský provoz na černé uhlí 34 MW. V bilancích uvažován v tomto rozsahu, existují však záměry na výstavbu dalšího bloku, použitelného i jako náhrada za stávající teplárenskou část. Společnost provozuje i další spalovací blok 43 MW (Kladno GT).

•

Sokolovská uhelná, právní nástupce, a. s., 590 MW - paroplynový zdroj 370 MW využívající převážně energoplyn vyráběný místně z hnědého uhlí a hnědouhelný teplárenský (závodní) zdroj 220 MW, do roku 2015 beze změn.

•

United Energy, právní nástupce, a. s. (elektrárna Komořany), 239 MW, hnědouhelný zdroj s uvažovanou částečnou obnovou výrobního parku (nový blok 160 MW), do roku 2015 tak změna na výsledných 347 MW.

•

Plzeňská teplárenská, a. s. (teplárna Plzeň), 134 MW, hnědouhelný teplárenský zdroj, do roku 2015 s navýšením výkonu o asi 11 MW - blok na biomasu.

•

Dalkia Česká republika, a. s. - celkem 529 MW, zahrnuje několik černouhelných převážně teplárenských zdrojů na severní Moravě (nejvýznamnější teplárna Třebovice), hnědouhelnou teplárnu Trmice a špičkový spalovací zdroj PPC Trmice. V bilancích do roku 2015 uvažováno beze změn, ale jsou známy některé záměry na obnovu nebo rozšíření stávajících zdrojů.

strana 40

únor 2009

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

•

Teplárny Brno, a. s. - celkem 180 MW, 3 lokality, z pohledu soustavy se významněji uplatňuje PPC Brno-Červený mlýn (95 MW) schopný poskytování systémových služeb. Do roku 2015 beze změn.

Ostatní zdroje jak veřejného, tak závodního charakteru nejsou v popisu uváděny jmenovitě, což ale nijak nesnižuje jejich význam jakožto důležitých teplárenských zdrojů (Unipetrol RPA, Plzeňská energetika, ŠKO-Energo, ArcelorMittal, Energetika Třinec, Mondi Štětí apod.).

4.4.4 Vodní elektrárny Vodní elektrárny jsou v rámci ES ČR relativně ustálenou skupinou, u níž dlouhodobě nedochází k významným změnám. To je dáno relativně vysokou úrovní vyčerpanosti přirozeného hydroenergetického potenciálu českého území. Rozhodující lokality jsou již využity a vzhledem k nízké vodnosti toků v místech s vysokým spádem a naopak nízkému spádu v místech s vyššími průtoky jsou možnosti pro rozšiřování hydroenergetiky malé. Z hlediska uplatňování v soustavě rozdělujeme vodní elektrárny na tři hlavní kategorie: •

akumulační vodní elektrárny, soustředěné převážně na Vltavské kaskádě (společnost ČEZ, a. s.),

•

průtočné vodní elektrárny, rozptýlené po celém území státu, několik stovek lokalit, výkony převážně do 10 MW na lokalitě (převážně různé samostatné subjekty, významná část spadá pod společnost ČEZ Obnovitelné zdroje, s. r. o.),

•

přečerpávací vodní elektrárny, tedy zdroje využívající až na výjimky uměle vytvořený hydroenergetický potenciál (společnost ČEZ, a. s.).

Vodní elektrárny ČEZ, a. s. Ve vlastnictví společnosti ČEZ je většina zdrojů na Vltavské kaskádě (včetně některých průtočných) a přečerpávací vodní elektrárny. Přehled uvádí tabulka 4.4.3. Tab. 4.4.3 BILANCE INSTALOVANÉHO VÝKONU VODNÍCH ELEKTRÁREN ČEZ, a. s. Vodní elektrárny akumulační a průtočné Lokalita

Skladba bloků

Celkový výkon

Lipno I

2x 60

120

Hněvkovice

2x 4.8

9.6

Orlík

4x 91

364

Kamýk nad Vltavou

4x 10

40

Slapy

3x 48

144

Štěchovice I

2x 11.25

22.5

Vrané Ostatní (Lipno II, Kořensko 1, Kořensko 2, Želina, Mohelno, MVE Dlouhé Stráně) Akumulační a průtočné elektrárny celkem

2x 6.94

13.88 8.79 723

Přečerpávací vodní elektrárny Dalešice

4x 112.5

450

Štěchovice II

1x 45

45

Dlouhé Stráně Přečerpávací vodní elektrárny celkem

2x 325

650 1145

V bilancích je uvažováno s výrobou akumulačních vodních elektráren na úrovni 50% zabezpečenosti, což představuje roční hodnotu kolem 950 GWh. Výroba z PVE je výsledkem modelového uplatnění při vykrývání zatížení a není kalkulována předem, navíc část výkonu je

únor 2009

strana 41

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

rezervována na krytí dynamických služeb. Se změnami v instalovaných výkonech ani ve výrobním uplatnění se nepočítá, a to nejen ve střednědobém, ale ani v dlouhodobém výhledu. Vodní elektrárny ostatních výrobců Tuto skupinu elektráren tvoří řádově stovky lokálních zdrojů rozmístěných po celém území České republiky s výkony od jednotek kW až po zdroje s výkonem větším než 1 MW. Zdrojů nad 1 MW je zhruba 50, jejich výkon však až na 3 výjimky naopak nepřekračuje 10 MW. Celkový instalovaný výkon této skupiny je kolem 330 MW a roční výroba asi 1.1 TWh. V porovnání s údaji o akumulačních vodních elektrárnách ČEZ (Vltavská kaskáda) vykazuje skupina „malých VE“ relativně vysoké využití, dané především charakterem provozu - jde spíše o průtočné vodní elektrárny. Z vlastnického hlediska jde o poměrně různorodou skupinu - část těchto zdrojů provozuje ČEZ Obnovitelné zdroje jakožto organizace, pod niž se vlivem fúzování dostaly výrobny, které byly ve vlastnictví bývalých regionálních distributorů. Některé provozy patří provozovatelům povodí řek a početně nejvíc jsou zastoupeny soukromé osoby, zejména v případě nejmenších zdrojů. Do roku 2015 se předpokládají minimální změny. Jmenovitě uváděných záměrů na výstavbu nových lokalit je málo a i ty jsou většinou uváděny s nízkou pravděpodobností. Proto je u této skupiny přijat trend mírných přírůstků (2 MW ročně), který pokračuje i za hranicí střednědobého výhledu.

4.4.5 Ostatní obnovitelné zdroje Problematika obnovitelných zdrojů je v několika posledních letech předmětem všestranného zájmu. Je to proto, že společnost obecně musí hledat náhradní zdroje energie, aby alespoň částečně snížila využívání fosilních paliv a tím se omezily emise zejména CO2. Na druhé straně se na využívání obnovitelných zdrojů kladou často nereálné požadavky, jejichž naplnění by si vyžádalo neúměrné investice, ale také řadu náročných technických opatření, které by v konečném stadiu vedly k dalším nákladům nad rámec investic na budování samotných obnovitelných zdrojů. V předkládané studii, která má řešit otázku dlouhodobých bilancí, je nutno problematice OZE věnovat patřičnou pozornost. Je žádoucí je zahrnout do bilance v reálné výši, aby nemohl vzniknout falešný dojem, že by mohly nahradit významnější část výroby elektřiny. Snahou řešitelů proto bylo použít do bilancí jen takový rozsah OZE, který řešitelé považují za reálný. Přitom však jsou uváděny i jiné možné scénáře, které však dle řešitelů mají charakter celkových technologických potenciálů, nikoliv reálného uplatnění. Protože se jedná o specifickou problematiku, v níž je vhodné uplatnit souvislý časový pohled, je problematika popsána celistvě v kapitole 5. V dalším textu se proto omezujeme jen na vybrané celkové údaje. Větrné elektrárny V období do roku 2015 bude probíhat výraznější vlna rozvoje větrné energetiky. Údobí vyšších přírůstků se očekávalo dříve, ale vlivem problémů v řadě oblastí (zamítavá stanoviska místních orgánů, problémy s připojováním do sítě apod.) se období výraznějšího zlomu neustále odsouvá. V bilancích je proto uvažováno s výkonem asi 350 MW ke konci roku 2009 a s výkonem kolem 1 050 MW na konci roku 2015. Největšího tempa růstu by se mělo dosáhnout mezi roky 2010 a 2012. Využití je uvažováno na úrovni 2000 hodin ročně. Fotovoltaické elektrárny Technologie solárních zdrojů s přímou přeměnou sluneční energie na elektrickou se v posledních dvou letech výrazně rozšiřují, a to mimo jiné vzhledem k vysokým výkupním cenám za elektřinu dodanou do sítě (regulovaná cena). Jedná se o druh zdroje, který má výrazně odlišný charakter od jiných technologií - půjde o rozptýlenou výrobu v menších jednotkách, umisťovaných často na

strana 42

únor 2009

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

střechách domů, tedy bez záboru nových ploch. Ve výhledu do roku 2015 se počítá zhruba s 20 MW přírůstků ročně (odhad), takže instalovaný výkon v roce 2015 by mohl dosáhnout hodnoty kolem 140 MW. Využití je odhadováno na úrovni 1000 hodin ročně. Geotermální elektrárny V období do roku 2015 se nepočítá s uplatnění geotermálních zdrojů v provozu ES ČR. Biomasa a bioplyny Problematice se věnujeme rovněž samostatně v kapitole 5. Hodnoty výkonů ve zdrojích na biomasu v období do roku 2015 jsou patrné z tabulky 4.4.1. Jak již bylo zmíněno, zdroje využívající biomasu nepracují obvykle samostatně, ale spíše je uplatňován režim spoluspalování a příslušný výkon těchto zdrojů je odvozován jen jako podíl z celkového výkonu, který odpovídá podílu biomasy na primárním palivu.

4.4.6 Shrnutí vývoje zdrojů ve střednědobém výhledu Ve střednědobém období do roku 2015 se, oproti současnosti, očekává navýšení instalovaného výkonu zdrojů v ES ČR o přibližně 1 600 MW. Na tomto nárůstu se bude podílet především zprovoznění nového 660 MW bloku v Ledvicích jakožto prvního zdroje nové generace (nadkritické parametry, významně vyšší účinnost). Druhou nejvýznamnější změnou bude rozvoj větrných elektráren. Nicméně je nutno zdůraznit, že nyní posuzujeme pouze velikost instalovaných výkonů, nikoliv jejich využitelnost pro výrobu energie, která je v případě dvou uvedených typů zdrojů diametrálně odlišná. Zbývající přírůstek výkonu připadá na instalaci některých menších jednotek u nezávislých výrobců, zvýšení instalovaného výkonu na JE Dukovany a na rozvoj menších jednotkových výkonů (biomasa, malé kogenerace včetně bioplynových, solární technika). Celkový instalovaný výkon ES ČR by tak v roce 2015 mohl dosáhnout 19 600 MW. Vývoj situace je patrný z obr. 4.4.1 (základní skupiny zdrojů) a 4.4.2 (členění podle primárního zdroje použitého pro výrobu elektřiny). Obr. 4.4.1 VÝVOJ SKLADBY INSTALOVANÉHO VÝKONU V ES ČR VE STŘEDNĚDOBÉM VÝHLEDU 20 000 18 000 16 000 14 000

[ MW ]

12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 0 2009

únor 2009

2010

2011

2012

2013

2014

Klasické parní zdroje

Plynové nebo paroplynové zdroje

Jaderné elektrárny

Vodní elektrárny

Větrné elektrárny

Fotovoltaické elektrárny

2015

strana 43

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Obr. 4.4.2 VÝVOJ SKLADBY INSTALOVANÉHO VÝKONU V ES ČR VE STŘEDNĚDOBÉM VÝHLEDU - PODLE PRIMÁRNÍCH ZDROJŮ ENERGIE 20 000 18 000 16 000 14 000

[ MW ]

12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 0 2009 hnědé uhlí biomasa vodní energie

2010

2011

2012

černé uhlí bioplyn větrná energie

2013 zemní plyn technologické plyny solární energie

2014

2015

topné oleje jaderná energie

4.4.7 Kombinovaná výroba elektřiny a tepla Kombinovaná výroba elektřiny a tepla (kogenerace) je v bilanci ES ČR významnou položkou. Je to dáno v jistém smyslu historickou tradicí, kdy v České republice, respektive již v dobách Československa, bylo významně rozvíjeno teplárenství, a to jak pro dodávku tepla obyvatelstvu, tak pro průmyslové potřeby, což vyplývalo mimo jiné z charakteru průmyslové produkce (např. za největší projekt své doby v našich zemích lze označit teplárnu Brno-Špitálka, která svoji produkci tepla, respektive přímo páry jako média, mohla uplatnit v rozvinutém textilním průmyslu). Další významnou etapou bylo v poválečné době budování významných sídlištních celků, které vyžadovaly systém dálkového vytápění. To bylo částečně řešeno výtopnami, ve velkých městech však veřejnými teplárnami, v případě blízkosti průmyslových podniků velkého významu jejich závodními elektrárnami. Ze všech těchto důvodů se z pohledu kombinované výroby dostala naše země na jedno z předních míst v Evropě. Skladba výrobního parku v tepelných elektrárnách Situaci ve strojním vybavení tepelných elektráren dokumentují obr. 4.4.3 a 4.4.4, které znázorňují skladbu jejich instalovaného výkonu podle technologie výrobního zařízení ve členění na hlavní skupiny zdrojů (obr. 4.4.3 v hodnotách instalovaného elektrického výkonu, obr. 4.4.4 v relativních podílech). Číselně jsou údaje uvedeny v tab. 4.4.4. Uváděné údaje jsou platné pro rok 2010, tj. první rok řešeného střednědobého výhledu. Sledované druhy strojního vybavení lze charakterizovat následovně: •

Kondenzační bloky, u nichž je primárním účelem výroba elektřiny a naprostá většina páry prochází do kondenzace. Odběry tepla jsou minimální a mají okrajový místní význam.

•

Odběrové stroje, konstruované cíleně na dodávky tepla z regulovaných odběrů. Tato zařízení jsou koncipována buď tak, že odběr páry do tepelných sítí způsobí pokles elektrického výkonu oproti nominálnímu, nebo jde o zařízení, kdy i při plném tepelném odběru dosahuje zařízení jmenovitého elektrického výkonu. Odběrové stroje tak mohou pracovat

strana 44

únor 2009

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

v širším rozsahu vzájemných vazeb mezi dodávkou elektřiny a tepla (mají tedy větší pružnost), při kondenzační výrobě však obvykle dosahují horší účinnosti. •

Protitlaké stroje, u nichž je výroba elektřiny přímo závislá na dodávce tepla. Mají nižší měrnou spotřebu tepla na výrobu elektřiny (protože se neřeší otázka kondenzace), ale možnost uplatnit vyrobenou elektřinu v soustavě není tak pružná. V případech nízkých dodávek tepla v letním období, kdy se realizuje jen ohřev TUV a i ten je minimální, se pak stává, že protitlaká turbína je odstavena a teplo je dodáváno jiným způsobem, např. výtopensky nebo s využitím jen některých bloků ve výrobně.

•

Spalovací blok nebo paroplynový cyklus (PPC) znamená v obecném pohledu, že hlavní turbína je spalovací a teprve za ní je (v případě PPC) parní turbína. Kombinovaná výroba však může probíhat i na těchto zařízeních. V případě, kdy jde o PPC, je to stejné jako v případě standardní kogenerace. V případě samostatného spalovacího bloku lze za turbínu umístit spalinový kotel, který namísto páry pro parní turbínu vyrábí páru nebo horkou vodu pouze pro tepelný spotřebič. Tab. 4.4.4

SKLADBA INSTALOVANÉHO VÝKONU TEPELNÝCH ELEKTRÁREN PODLE TECHNOLOGIE STROJNÍHO ZAŘÍZENÍ (rok 2010) Instalované výkony [ MW ] ČEZ

Veřejné

Závodní

ČR celkem

ČEZ

Veřejné

Závodní

ČR celkem

Kondenzační

6109

583

37

6 729

93

17

2

58

Odběrové

373

1065

1014

2 451

6

31

58

21

Protitlaké

66

889

652

1 608

1

26

37

14

Spalovací a PPC

0

859

38

897

0

25

2

8

6548

3397

1741

11 686

100

100

100

100

Typ technologie

Celkem

Obr. 4.4.4

PROCENTNÍ SKLADBA VÝKONU TEPELNÝCH ELEKTRÁREN (podle technologie strojního zařízení)

Obr. 4.4.3 SKLADBA INST. VÝKONU TEPELNÝCH ELEKTRÁREN (podle technologie strojního zařízení) 12 000 11 000 10 000 9 000 8 000

[%]

7 000 [ MW ]

Podíly skupin [ % ]

6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0 ČEZ

Veřejné

Závodní

ČR celkem

100 95 90 85 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 ČEZ

Veřejné

Závodní

ČR celkem

Kondenzační

Odběrové

Kondenzační

Odběrové

Protitlaké

Spalovací a PPC

Protitlaké

Spalovací a PPC

únor 2009

strana 45

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Z prezentovaných údajů vyplývá, Obr. 4.4.5 PŘIBLIŽNÁ STRUKTURA VÝROBY DODÁVKOVÉHO TEPLA V ČR že z celkového instalovaného výkonu Elektrárny a Decentralizované v tepelných elektrárnách spalujících teplárny zásobování 156 PJ - 39% 180 PJ - 45% fosilní paliva a biomasu (asi 11 700 MW) je více než 4 000 MW instalovaného výkonu v protitlakých nebo odběrových jednotkách, kde produkce je více či méně vázána na dodávku tepla. V případě spalovacích a paroplynových zdrojů (téměř 900 MW Centrální výtopny instalovaného výkonu) je na výrobu 64 PJ - 16% tepla v kombinované výrobě vázána jen menší část výkonu (např. PPC Brno-Červený mlýn a řada malých kogenerací), větší část tohoto výkonu je v systémových blocích bez výroby tepla (PPC Vřesová, PPC Trmice, spalovací jednotky v Kladně). Největší část výrobních zařízení vázaných na produkci tepla je ve skupině nezávislých veřejných zdrojů. Relativně největší podíl však tyto zdroje tvoří ve skupině závodních elektráren, kde se téměř nevyskytuje kondenzační výroba. Je to logické, protože primárním úkolem závodních energetik je produkce tepla nebo přímo médií (zejména technologické páry) pro potřeby průmyslové produkce. Produkce tepla v kombinované výrobě, primární zdroje pro jeho výrobu Výroba tepla je při úvahách o rozvoji energetiky často opomíjena a považována za druhořadou, ale je nutno si uvědomit, že z hlediska požadavků na primární zdroje je přibližně stejně náročná jako výroba elektřiny v tepelných elektrárnách. Např. při výrobě elektřiny v tepelných elektrárnách v roce 2010, která činí asi 53 TWh (viz bilance výroby elektřiny), je potřeba primárních zdrojů cca 500 PJ. Celková výroba tepla v ČR je odhadována asi ve výši 400 PJ, některé prameny uvádějí poněkud nižší hodnoty (asi 380 PJ). V každém případě je ale nutno konstatovat smutnou skutečnost, že na rozdíl od elektřiny jsou statistiky výroby tepla velmi nepřesné. To je dáno mimo jiné i značným podílem individuální výroby, která se jen těžko mapuje. Rozdělení spotřeby tepla ukazuje ilustrační obrázek 4.4.5. Z něj vyplývá, že z celkových asi 400 PJ tepla je zhruba 220 PJ (tedy asi 55 %) vyráběno centrálně, zbylých 180 PJ (asi 45 %) je vyráběno individuálně. Centrálně vyráběných 220 PJ se dále dělí na výrobu v kombinované výrobě, která představuje 156 PJ (asi 39 % celkové výroby) a na výrobu v centrálních výtopnách (64 PJ, asi 16 % celkové výroby). Je tedy zřejmé, že podíl výroby tepla z kombinované výroby - téměř 40 % v rámci celé země je relativně vysoký a že se tedy jedná o oblast, které je nutno věnovat patřičnou pozornost. Podstatné jsou dvě záležitosti - kombinovaná výroba má specifické postavení, neboť pro elektrizační soustavu představuje svým způsobem „vynucený výkon“, který musí soustava přijmout v dané výši a daném čase, tj. v režimu odpovídajícímu potřebám spotřeby tepla. Druhým problémem, na který je nutno pamatovat, je v jistém smyslu nenahraditelnost - teplárny zásobují velké obytné celky, kde přechod na individuální vytápění není technicky reálný. Tento problém je o to závažnější, že převážná část velkého teplárenství je vázána na využívání hnědého uhlí, které je v blízké budoucnosti velmi ohroženým primárním zdrojem. Skladba primárních zdrojů pro výrobu tepla v kombinované výrobě dokumentuje obrázek 4.4.6.

strana 46

únor 2009

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Obr. 4.4.6

VÝROBA DODÁVKOVÉHO TEPLA V KOMBINOVANÉ VÝROBĚ PODLE PRIMÁRNÍCH ZDROJŮ

45 000 40 000 35 000

[ TJ ]

30 000 25 000 20 000 15 000 10 000 5 000 0 Hnědé uhlí

Černé uhlí

ČEZ

Zemní plyn

Topné oleje

Nezávislí výrobci - veřejné zdroje

Průmyslové odpady

Technologické plyny

Biomasa

Závodní elektrárny

Z obrázku je patrné, že naprosto rozhodující podíl na výrobě tepla v kogeneraci má hnědé uhlí. Je to dáno nejen výrobou tepla v největších teplárenských celcích v České republice (Praha, Hradec Králové, Pardubice, Plzeň, České Budějovice, Karlovy Vary, Most, Ústí nad Labem), ale také průmyslovým využíváním (Unipetrol, Spolana, ŠKO-Energo, AES Bohemia, Škoda Plzeň, Mondi Štětí). Výroba tepla centralizovaně, zejména výroba z hnědého uhlí, má velký význam i pro ekologickou zátěž životního prostředí. Díky spalování ve velkých zdrojích lze dosáhnout lepších emisních parametrů a instalovat např. odsíření, které v individuálním spalování technicky realizovat nelze. Údaje, které obsahuje obr. 4.4.6, jsou poněkud jinou formou uvedeny i v obr. 4.4.7, kde jsou patrné relativní podíly jednotlivých paliv při výrobě centralizovaného tepla. Více než 50% podíl hnědého uhlí na výrobě tepla v celostátním měřítku je jistě zcela výmluvným faktem. Z „minoritních paliv“ má nezanedbatelný význam využívání průmyslových odpadů a tzv. technologických plynů, které je realizováno zejména v závodních zdrojích. V případě tzv. průmyslových odpadů jde převážně o produkty papírenského a dřevozpracujícího průmyslu. Jde o kůru, štěpku a zejména o celulózové výluhy. Kromě toho, že v případě papírenských kombinátů jsou hlavním palivem závodních energetik, tvoří také významnou část v celkovém objemu

únor 2009

Obr. 4.4.7 RELATIVNÍ SKLADBA PRIMÁRNÍCH ZDROJŮ PRO VÝROBU DODÁVKOVÉHO TEPLA V KOMBINOVANÉ VÝROBĚ 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% ČEZ

Nezávislí výrobci veřejné zdroje

Závodní elektrárny

ČR celkem

Hnědé uhlí

Černé uhlí

Zemní plyn

Topné oleje

Průmyslové odpady

Technologické plyny

Biomasa

strana 47

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

spalované biomasy (viz kap. 5). Pokud jde o technologické plyny z hutní výroby, jedná se o tzv. druhotné zdroje, jejichž význam ještě není plně doceňován, i když v současnosti existuje finanční podpora pro výkup elektřiny, která z nich byla vyrobena. Je nutno zdůraznit, že uvedené údaje se vztahují k současnosti, respektive k roku 2010 jakožto prvnímu roku střednědobého výhledu. Do budoucna je však nutno počítat s významnými změnami v palivové základně. Rizikovými jsou zejména územně-ekologické limity, jejichž zachování povede k ohrožení významných teplárenských zdrojů, jako jsou Opatovice, Mělník I, Komořany, Otrokovice. Přechod na náhradní palivo je nereálný z hlediska disponibility (biomasa) i z hlediska ceny a technické náročnosti změny technologie (zemní plyn). Záležitosti kolem hnědého uhlí jsou podrobně popsány v kapitole 6. Rovněž lze očekávat, že v budoucnu bude docházet k rozvoji tzv. malých kogenerací. Na druhé straně se dá předpokládat, že vlivem zateplování se bude snižovat potřeba tepla pro vytápění, i když počet zásobovaných domácností nebude klesat. Vzhledem k existující infrastruktuře rozvodů však přechod na jiné způsoby vytápění není reálný (např. vytápění elektřinou, které je jednak neúnosné z hlediska energetické náročnosti na její výrobu a které by při masovém využívání vedlo ke zhroucení distribuce). Elektřina z kogenerace a její pojetí v dlouhodobých bilancích Elektřina vyráběná v kogeneraci je specifická zejména svým uplatněním v provozu soustavy. Na rozdíl od kondenzační výroby, jejíž produkce závisí pouze na potřebách soustavy, je „kogenerační elektřina“ významně závislá na výrobě dodávkového tepla. Soustava pak musí tuto elektřinu přijmout v rozsahu a v čase daném výrobou tepla. Tato povinnost vyplývá z § 32 energetického zákona. Dle zákonných ustanovení má elektřina z kogenerace přednostní právo na přepravu distribuční nebo přenosovou soustavou a výrobci mají nárok na příspěvky za tuto výrobu; příspěvky hradí výrobcům provozovatel distribuční nebo přenosové soustavy, jejich výše je dána cenovými rozhodnutími ERÚ, která jsou platná vždy pro celý kalendářní rok. Z celospolečenského hlediska je vynucený charakter elektřiny z kogenerace vyvážen přínosy energetickými - společná výroba má celkově vysokou účinnost využití primárního paliva. Navíc je nutno si uvědomit, že jde o společnou výrobu - výroba elektřiny při kombinované výrobě není žádným vedlejším produktem, jak je to někdy mylně chápáno. Objem elektřiny z kombinované výroby podléhá evidenci Energetického regulačního úřadu podle definovaných pravidel. Vzhledem k tomu, že výrobny teplárenského charakteru mají často více výrobních jednotek a navíc jde o různé druhy zařízení (protitlaké, odběrové, kondenzační), nelze zdaleka celou svorkovou výrobu takové výrobny považovat za kogeneračně vyrobenou elektřinu. Takto jednoduše to lze chápat jen u protitlaké výroby, ale již u odběrových strojů je část výroby kondenzační, a tudíž nejde o kombinovanou výrobu. Bilance kombinované výroby jsou vyhodnocovány samostatně a z prostého údaje o výrobě elektřiny příslušné výrobny není možné přesně stanovit objem kogenerační elektřiny. Navíc se jedná o důvěrné údaje výrobců. Při „hodnocení velikosti“ elektřiny z kombinované výroby lze proto vycházet jen z globálních statistických údajů. Podle statistik je v kombinovaném cyklu vyráběno v současnosti asi 12 TWh elektrické energie. To představuje asi 22 % výroby tepelných elektráren. Při zpracování dlouhodobých bilancí je s kogenerační výrobou samozřejmě uvažováno. U menších teplárenských zdrojů je aplikován vynucený výkon odpovídající potřebě tepla. V případě velkých zdrojů je použit takový přístup, v němž je řešen provoz zdroje s ohledem na diagram dodávky tepla a technologické uspořádání výrobny. Protože tyto poměry jsou u každé výrobny jiné, je také v modelovém řešení uplatněn pro každou, takto řešenou výrobnu, samostatný výpočetní modul. Lze proto konstatovat, že problém kogenerace je v dlouhodobých bilancích řešen na potřebné úrovni, která je srovnatelná nebo i lepší než u jiných známých modelů provozu ES.

strana 48

únor 2009

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

4.5

TRH S ELEKTŘINOU A PROVOZ ES ČR

Obsah této kapitoly je zaměřen především na simulační výpočty ES ČR ve střednědobém výhledu. Tyto výpočty přímo navazují na modelování středoevropského prostoru, tak jak bylo představeno v kapitole 4.3, a které vytváří základní cenový a technický rámec, ve kterém se simulace ES ČR bude odehrávat.

4.5.1 Určení obchodních toků elektrické energie vázaných na středoevropský trh Velikost přeshraničního obchodu s elektřinou, která bude realizována českými výrobci a obchodníky, je významným faktorem, který značně ovlivňuje provoz ES ČR. Ve výhledu se jedná o údaje rizikové a ve své podstatě neurčité, a to jak pokud jde o samotný roční objem exportu a importu elektřiny, tak pokud se jedná o jeho průběhy v jednotlivých dnech roku. Použité metodické postupy řešení Z metodického hlediska můžeme stanovit vývozy a dovozy různými způsoby. Dále uvedené způsoby predikce jednotlivých složek salda lze vzájemně kombinovat. •

První způsob zohledňuje ceny elektřiny a obchodní příležitosti na zahraničních trzích především sousedních států a propustnost mezinárodních profilů. Například ve střednědobém období (v letech 2010 až 2015) bylo pro stanovení konečných exportů a importů po PS současně využito právě simulačního modelu obchodu a provozu, který podrobně zohledňuje situaci na středoevropském trhu s elektřinou (ceny za elektřinu a ceny za přenosové profily).

•

Druhý způsob je přímé použití údajů o sjednaných kontraktech jednotlivých obchodních subjektů. V tomto případě vlastně nejde o výpočetní postup. Například při vlastním řešení provozu soustavy byly očekávané hodnoty salda na vedeních 110 kV v letech 2010 až 2013 stanoveny podle předpokládaných kontraktů.

V následující části se budeme podrobně věnovat popisu metody vedoucí k určení očekávané velikosti exportů a importů elektřiny simulačním modelem obchodu a provozu (první způsob), které tvoří společné saldo zahraničního obchodu s elektřinou ve střednědobém výhledu a je v modelovém postupu metodicky složitější záležitostí. Lze říci, že proces určování salda se odehrává v několika postupných krocích, a proto v dalším komentáři problematiku stručně popisujeme. Samotné modelování obchodu a provozu ES ČR probíhá ve dvou krocích: 1.

V prvním je simulováno uzavírání dlouhodobých kontraktů na dodávku elektřiny jak do ES ČR, tak i do okolních soustav, samozřejmě s ohledem na technické možnosti sítí a zdrojů. V tomto kroku dochází k určení hlavních částí exportů a importů z/do soustavy.

2.

Ve druhém kroku jsou převzaty již sjednané dlouhodobé závazky a k nim je doobchodována zbývající elektřina a služby až na úroveň jednotlivých hodin. Zde je určena část salda soustavy, kterou nazýváme „krátkodobé saldo na dorovnání obchodní bilance“.

Z pohledu zdrojů se při modelování dlouhodobých kontraktů v ES ČR sledují všechny složky salda jako obchodní toky, nikoliv toky fyzikální. Vazba na fyzikální toky po přeshraničních vedeních je ovšem neodmyslitelná, a to ve dvou ohledech. Zaprvé velikosti uvažovaných kapacit na jednotlivých profilech, nabídnutých k obchodování, musejí respektovat realitu očekávaných fyzikálních toků. Zadruhé navazující řešení provozu elektrických sítí, které vychází z modelového provozu zdrojů v každé vyšetřované hodině, pracuje pochopitelně s fyzikálními toky. Jak již bylo zmíněno v popisu kroku jedna, rozhodující část celkového salda ES ČR vytvářejí ty složky, které se odehrávají po sítích PS a jsou tvořeny těmi obchody, které vznikají na základě

únor 2009

strana 49

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

dlouhodobých kontraktů. Dlouhodobými kontrakty máme na mysli kontrakty uzavírané na dobu celého roku, na dobu jednotlivých měsíců, případně čtvrtletí (avšak se čtvrtletními kontrakty modelové postupy, po získaných zkušenostech, v současné době neuvažují). Takové strukturování obchodování s elektřinou je svázáno se standardizovanými „produkty“ na burzách s elektřinou a rovněž se způsobem, jakým se stanovují a v aukcích nabízejí volné kapacity přeshraničních profilů, určené k obchodování s elektřinou, což organizují provozovatelé PS. Je zajisté účelné, aby modelové simulační postupy respektovaly tento stav. Strukturu dlouhodobých kontraktů, která byla použita v simulaci, ilustruje obr. 4.5.1. Z možných (standardizovaných) produktů jednotlivých burz okolních soustav byly vybrány takové, které se nejlépe hodí pro vnitrostátní i mezinárodní obchodování s elektřinou. Jde obecně o kontrakty roční a měsíční, a to v následujících typizovaných tvarech: Baseload, Peakload. V obrázku je ilustrována doba, na kterou jsou obchody uzavírány, jejich vnitřní časová struktura a mapka symbolizuje skutečnost, že každá z okolních soustav (regulovaných oblastí) se modeluje samostatně (v Německu dvě oblasti). Obr. 4.5.1 ZÁKLADNÍ ČASOVÉ ROZLIŠENÍ A VAZBA NA OKOLNÍ ZEMĚ PŘI MODELOVÁNÍ DLOUHODOBÝCH KONTRAKTŮ 1400

2500

Denní část pracovního dne

1200

2000

Měsíční kontrakty 1000

1500

Pracovní dny

MW

MW

800 600

1000

Roční kontrakt

400

Konstantní průběh

500 200 0

0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

0

24

48

72

Měsíc

96

120

144

hodina

Simulace jednotlivých ES

VE-T PSE ČEPS

E.ON APG

SEPS

Každá z okolních soustav je při simulaci charakterizována očekávanými parametry: •

cenou elektřiny v každé okolní soustavě, která vychází z výsledků modelování středoevropského prostoru (viz kapitola 4.3),

•

volnými přenosovými kapacitami na přeshraničních profilech (na Německo dva profily) nabídnutými k obchodování a

•

volitelně cenami za rezervaci přenosové kapacity (určení této ceny může být provedeno buď simulačně, nebo na základě expertního odhadu).

strana 50

únor 2009

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

4

Hodnoty těchto veličin jsou zadávány ve struktuře a s diskrétností odpovídající výše popsané struktuře potenciálních kontraktů na exporty nebo importy elektřiny. Konkrétní velikosti hodnot vycházejí z veřejně dostupných informací o minulosti a očekávané budoucnosti (např. ceny elektřiny na burzách) a jsou podpořeny výsledky simulačních výpočtů obchodu s elektřinou v rámci středoevropského prostoru. Volné přenosové kapacity jsou stanoveny na základě statistických dat a dostupných předpokladů ČEPS. Při respektování těchto parametrů jako vstupních (omezujících) podmínek dochází během činnosti modelu k simulované soutěži o dodávky elektřiny, a to (posuzováno objemy) především o dodávky tuzemských výrobců na tuzemský trh. Současně však o svoji účast na této dodávce soutěží také dovozová elektřina z okolních ES a naopak tuzemští výrobci se snaží uplatnit svoji elektřinu na trzích v sousedních ES. Výsledkem modelové simulace je uzavření dlouhodobých kontraktů na dodávky elektřiny včetně „přeshraničních“ kontraktů na exporty a importy. Nejkratší doba, na kterou jsou tyto kontrakty uzavírány, činí jeden kalendářní měsíc. Ve skutečném provozu ES (na skutečném trhu) se ovšem vyskytují i kontrakty, které jsou uzavírány na dobu týdnů, dnů, event. hodin. Jejich uzavírání je vázáno na momentální situaci, např. na momentální zvýšení poptávky v zahraničí, na zvýšení cen elektřiny na burze, na velikosti v denním předstihu uvolněné další přenosové kapacitě profilů, na potřebu dorovnání vlastní obchodní bilance určitého subjektu apod. Tyto jevy je obtížné predikovat a metodicky uchopit, mají až náhodný charakter. V důsledku toho se s nimi v modelové simulaci nepracuje, až na dvě výjimky, jak je vysvětleno dále v textu této kapitoly. Analýzy složek salda v uplynulých letech ukazují, že objem těchto krátkodobějších výměn může dosáhnout pěti až deseti procent z objemu dlouhodobých kontraktů. Uplatňují se jak na straně importu, tak na straně exportu, přičemž celkový charakter je exportní. Velikosti salda stanovené simulací lze tedy chápat jako podstatný základ, může však dojít k dílčímu, časově proměnlivému, navýšení. Vezměme též v úvahu, že výskyt těchto krátkodobějších výměn se meziročně dosti odlišuje, nemá jednoznačný trend a o to více je neurčitý. Exporty a importy po sítích 110 kV jsou jakýmsi „nižším patrem“ těchto procesů. Nemohou nikdy dosáhnout příliš velkých objemů, obchodování tohoto druhu se může účastnit jen velmi omezený počet subjektů a celkově charakter těchto výměn (způsob obchodů, měření, zahrnutí do celostátního salda atd.) je dosti odlišný od rozhodujících složek celkového salda ES ČR, které se odehrávají po sítích PS. S ohledem na tyto skutečnosti jsou směry, roční objemy, roční, týdenní a denní tvary složek salda po sítích 110 kV do modelového provozu zahrnuty jako předem určený diagram (skupina diagramů), se kterým se pak zachází jako s tzv. vynuceným výkonem. Určení (číselné naplnění) tohoto diagramu se provádí expertním způsobem, na základě statistiky z minulosti a z dostupných výhledových informací, poskytnutých dotčenými subjekty. V souladu se zmíněným druhým krokem simulace jsou výsledky vzešlé ze simulací dlouhodobých kontraktů následně rozpracovány v hodinovém sledu (simulací provozu a obchodu v ES hodinu po hodině) s ohledem na všechny uzavřené dlouhodobé kontrakty na dodávku elektřiny, včetně přeshraničních kontraktů uskutečňovaných po PS a s uvážením předtím stanovených výměn po sítích 110 kV. Řeší se zde i další časově a věcně navazující fáze obchodování tuzemského obchodu s elektřinou (též s podpůrnými službami) postupně až do úrovně OKT (též DT PpS), kde se jedná o kontrakty uzavírané na dobu jedné hodiny. V souvislosti s výše uvedeným se až na výjimky v průběhu těchto výpočtů neřeší případné další krátkodobé obchodování s elektřinou přes hranice. V rámci simulačních výpočtů se může stát, že v některých hodinách roku nedojde k úplnému vyrovnání poptávky po elektřině s její nabídkou a dochází i k tomu, že „zbytková“ poptávka na OKT není pokryta. Protože k těmto případům dochází jednotlivě, na dobu izolovaných hodin nebo nejvýše

únor 2009

strana 51

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

několika hodin ve dni za sebou, je evidentní, že by bylo metodicky nesprávné řešit tento dílčí nedostatek elektřiny snižováním objemu exportů, uzavřených v rámci dlouhodobých kontraktů. Namísto toho se má za to, že tuto elektřinu by si krátkodobě zajistily jednotlivé subjekty formou krátkodobých importů tak, aby byly schopny dostát svým závazkům z dlouhodobých kontraktů, včetně exportních. Tento postup lze jinými slovy popsat tak, že součástí řešení je i identifikace potřeb krátkodobých (spotových) dovozů za účelem vyrovnání obchodní bilance soutěžících subjektů. Příslušnou složku salda nazýváme „krátkodobé saldo na dorovnání obchodní bilance“. V rámci tohoto salda jsou dále zahrnuty i krátkodobé (hodinové) exporty nezbytné pro splnění závazků poskytování podpůrných služeb. Stanovená roční salda ES V minulých letech, s ohledem na výkonové přebytky soustavy, byly realizovány exporty s vysokými ročními objemy energie. I současný stav obchodu s elektřinou, který se realizuje po sítích ES ČR, vykazuje velké zapojení českých výrobců a obchodníků do tohoto procesu. Do budoucna lze, s ohledem na trvající přebytek výkonů, opět očekávat zachování výrazně exportního charakteru salda naší ES (rozdílu mezi exportem a importem elektřiny). Roční objemy salda ES ve střednědobém období 2010 až 2015 prezentuje obr. 4.5.2. Jeho vývoj vykazuje od roku 2011 setrvalý pokles až do roku 2015, kdy končí střednědobé období. Zdůrazněme, že v celém tomto období je možná výroba všech instalovaných bloků zpravidla výrazně vyšší, než kolik je simulačními modely vypočtená hodnota. Oním omezujícím faktorem, který brání vyššímu využití hnědouhelných elektráren, je nedostatek hnědého uhlí. Obr. 4.5.2 VÝVOJ SALDA ZAHRANIČNÍHO OBCHODU S ELEKTŘINOU (střednědobé období) 12 10.43 10.01 10

9.46

7.79

[ TWh ]

8

6

5.24 4.67

4

2

0 2010

2011

2012

2013

2014

2015

[ Rok ]

Poznámka:

strana 52

K prezentovanému obrázkům 4.5.2, 4.5.3, 4.5.4 je nutno zdůraznit, že všechny údaje týkající se exportů jsou uvedeny v kladných hodnotách (u importů v záporných), což je odlišné od standardní znaménkové konvence, kdy exporty mají zápornou hodnotu a importy kladnou. Uvedený postup byl použit pouze z důvodu názornosti prezentovaných údajů.

únor 2009

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Podrobný pohled na zahraniční výměny v invariantním období uvádí obr. 4.5.3, kde jsou zobrazeny, v týdenním členění, průměrné denní hodnoty salda po PS v jednotlivých letech 2010 až 2015. Zobrazení krátkodobého salda na dorovnání obchodní bilance není z důvodů přehlednosti zahrnuto. Prezentované průběhy salda zahraničních výměn elektřiny v letech 2010 až 2015 jsou výsledkem modelově provedeného strategického rozhodování hráčů na trhu s elektřinou, kteří při svém rozhodování zohledňují časově a místně se lišící ceny elektřiny v zahraničí, omezené možnosti rezervace kapacit na jednotlivých přeshraničních profilech a případné náklady s tím spojené, svoje výrobní náklady na dodávku elektřiny a v neposlední řadě velikost dostupného výkonu své výrobní základny, která se v čase rovněž mění. Při výpočtu jsou rovněž zohledněny i limity možného exportu/importu s ohledem na spolehlivost ES. Dodejme, že modelem dlouhodobých kontraktů jsou ve skutečnosti stanoveny části salda (přesněji zvlášť exporty a importy) příslušející směrům na ostatní ES. Celkové saldo PS vzniká jejich součtem. Pro roky 2013 až 2015 je v tomto přehledu patrný poměrně výrazný letní propad exportního salda (až k importu do soustavy). Tento propad je způsobený limity těžby uhlí v těchto letech. Výrobci raději využijí obchodních příležitostí, které nabízejí zimní měsíce a v letním období jejich ochota exportovat a tím spotřebovávat (cenné) uhlí výrazně klesá. Obr. 4.5.3 VELIKOST STANOVENÝCH VÝKONOVÝCH HLADIN EXPORTU (SALDA) PO PS 2200 2000 1800 1600 1400

[MW]

1200 1000 800 600 400 200 0 -200 -400 1

3

5

7

9

11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 [Týden] 2010

2011

2012

2013

2014

2015

Hodnoty salda ES v podrobném členění po profilech Úhrnné roční objemy uvedených dílčích složek salda PS dle geografických směrů na okolní ES v období 2010 až 2015 ilustruje obr. 4.5.4. Na vývoji jednotlivých složek salda dobře vidíme, jak dochází k poklesu exportního salda na Slovensko vlivem vyrovnání jeho výrobní a spotřební bilance, což vede k opětovnému nárůstu exportního salda do Německa. Exportní saldo do Rakouska drží konstantní úroveň až do roku 2014, kdy se silně projeví omezení tuzemské výroby elektřiny daná nedostatkem hnědého uhlí.

únor 2009

strana 53

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Obr. 4.5.4 VÝVOJ SALDA PS PO JEDNOTLIVÝCH PROFILECH 10 8 6

[TWh]

4 2 0 -2 -4

2010

2011

2012

2013

2014

2015

VET

-0.82

0.44

2.47

1.62

0.72

-0.82

EON

1.34

5.75

7.16

7.42

3.69

3.54

PSE-O

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

APG

2.05

2.39

3.10

1.88

0.43

0.73

SEPS

8.07

2.53

-2.58

-2.44

0.37

1.18

[Rok]

Srovnání modelových simulací salda v roce 2010 se skutečností roku 2007 Pro ověření správnosti postupů, na jejichž základě byly stanoveny objemy a rozložení jednotlivých částí salda, provedeme srovnání simulací vypočteného salda v roce 2010 se skutečností roku 2007 (pro rok 2008 zatím nejsou dostupná ověřená data). Konkrétní výsledky uvádíme v následující tabulce tab. 4.5.1 s tím, že se jedná pouze o přenosy po PS vzešlé ze simulací dlouhodobých kontraktů (tzn., přenosy po linkách 110 kV nebyly do bilance zahrnuty). Výslednou situaci po jednotlivých okolních soustavách můžeme zhodnotit následovně: VE-T a E.ON profily vyhodnocujeme společně, neboť z obchodního hlediska jde především o jejich společné saldo (německá ES má pouze jedinou burzu). Jak v roce 2007, tak i v roce 2010 nadále převažuje exportní charakter salda do těchto soustav, nicméně oproti roku 2007 předpokládáme jeho výrazný pokles. Jedním z důvodů jsou zvýšené obchodní příležitosti při exportu do soustavy SEPS. PSE-O oproti situaci roku 2007, v simulačních výpočtech na rok 2010 není navržen žádný import ze soustavy PSE-O. Tento rozdíl pravděpodobně souvisí s metodikou vykazování tranzitů přes soustavu ČEPS a bude podrobněji popsán v následujícím bodě. APG zde je rovněž modelová situace roku 2010 výrazně odlišná od roku 2007. Úzce však souvisí se situací na profilu PSE-O - ČEPS. Na obou zmíněných profilech předpokládáme výrazný tranzit polských výrobců přes naši přenosovou soustavu na jih Evropy, avšak tyto tranzitní složky se dle metodiky ERÚ vykazují v položkách export/import z/do soustavy. Jejich vzájemným započtením (resp. vyrušením) dostaneme pro rok 2007 skutečnost, která přibližně odpovídá výpočtům roku 2010. SEPS je z pohledu ČEPS v roce 2010 silně exportním profilem z důvodů bilanční nerovnováhy slovenské soustavy. Nicméně podobně jako na profilu E.ON - ČEPS nedosahuje v tomto roce hodnota exportního salda hodnoty roku 2007.

strana 54

únor 2009

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Tab. 4.5.1 SALDO PO PS – PŘEDPOKLAD ROKU 2010 A SROVNÁNÍ S ROKEM 2007 [TWH]

2007

Soustava \ rok EXPORT VET

EON

-1.34 0.00 -8.32

-1.34

EXPORT

0.00

IMPORT

0.00 7.89

0.00

EXPORT

-2.05

IMPORT

0.00

SALDO SEPS

0.82

IMPORT

SALDO APG

0.90 -0.20

EXPORT SALDO PSE

-0.09

IMPORT SALDO

2010

-7.03

-2.05

EXPORT

-8.07

IMPORT

0.00

SALDO

-8.98

-8.07

Exporty PS základní celkem

-11.54

Importy PS základní celkem

0.90

Saldo PS základní celkem Saldo PS dodatečné - HM Celkové saldo PS

-16.64 -16.64

-10.64 0.07 -10.57

4.5.2 Očekávané ceny elektřiny Ceny elektřiny v ČR, přesněji velkoobchodní ceny elektřiny (na burze, na OKT, bilaterální kontrakty), se vyvíjejí v silné vazbě na ceny elektřiny v zahraničí, na bilanční poměry v okolních zemích, na bilanční poměry v ES ČR, na velikosti volných obchodovatelných kapacit na přeshraničních profilech atd. Tyto související faktory byly již komentovány, případně vyčísleny v předcházejících kapitolách. Na základě simulace obchodu a provozu ES ČR byly stanoveny ceny elektřiny, zobrazené na obr. 4.5.5. Vyhodnocena a zobrazena je (vážená) průměrná velikost ceny elektřiny na velkoobchodním trhu, určené pro veškerou tuzemskou koncovou spotřebu (netto spotřebu včetně ztrát v sítích). Vážené průměry jsou počítány z cen a energetických množství jednotlivých kontraktů, které kryjí tuzemskou spotřebu, včetně dovozů elektřiny ze zahraničí, s výjimkou (objemově malých) krytí ze strany krátkodobých dovozů na dorovnání obchodní bilance a složek salda po distribučních sítích. Takto sestavená vážená průměrná cena je vyhodnocena pro každou hodinu. Protože zobrazení všech hodinových údajů za rok není možné, jsou v obrázku zobrazeny měsíční průměry (modře) a roční průměry (zeleně) z příslušných 24 hodnot každého dne. Červeně je zobrazena cena té dílčí části elektřiny, která je kryta kontrakty typu „roční baseload“. Jedná se opět o průměrnou hodnotu, protože byla modelově nakoupena od různých subjektů. Tato hodnota v posuzovaném období trvale vzrůstá z cca 1 600 Kč/MWh v roce 2010 na cca 1 900 Kč/MWh v roce 2015. Cenový nárůst je nejprve pozvolný, ve druhé polovině období je strmější, což lze zčásti přičíst vlivu postupného zpoplatňování povolenek CO2.

únor 2009

strana 55

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Obr. 4.5.5 OČEKÁVANÝ VÝVOJ CEN ELEKTŘINY V ES ČR 2 200

2 000

[Kč/MWh]

1 800

Měsíční průměr Roční průměr Roční baseload

1 600

1 400

1 200

1 000 2010

2011

2012

2013

2014

2015

Celkové průměrné ceny jsou pochopitelně vyšší, protože zahrnují všechny kontrakty, nejen „roční baseload“. Roční průměry celkových cen jsou přibližně o 150 korun dražší než roční baseload. Ceny elektřiny v Kč/MWh jsou z hlediska tuzemského spotřebitele zajisté těmi podstatnými. Pro prezentaci vývoje cen a srovnávání se zahraničím jsou však důležité, a pravděpodobně i důležitější, ceny v €/MWh. Ostatně i na pražské burze s elektřinou se obchoduje v €. Dodejme, že změny v kurzech koruny vůči euru komplikují prezentaci výsledků, ale také případné srovnání se staršími výsledky. Je proto nezbytné uvést dosažené výsledky též v €/MWh, což je provedeno na obr. 4.5.6. Obr. 4.5.6 OČEKÁVANÝ VÝVOJ CEN ELEKTŘINY V ES ČR 85

80

75

[€/MWh]

70

65

Měsíční průměr Roční průměr Roční baseload

60

55

50

45

40 2010

2011

2012

2013

2014

2015

S ohledem na to, že v současnosti je těžko předvídatelný časový vývoj kurzu koruny k euru, uvažoval se zde jednotný kurz 25 Kč/€ ve všech letech.

strana 56

únor 2009

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Korelaci cen elektřiny v ČR se zahraničím dokresluje obr. 4.5.7. Zobrazeny jsou očekávané ceny ročního baseloadu v ČR a v Německu. Podotýkáme, že jsou zobrazeny ceny získané pomocí rozdílných druhů simulačních výpočtů. Očekávané ceny se nacházejí tak blízko, že se vyskytují v pásmu rozptylu výsledků jednotlivých simulačních modelů. Výsledky simulačních výpočtů tedy potvrzují předpoklad nadále přetrvávající úzké vazby cen elektřiny v ČR s cenami na EEX. Obr. 4.5.7 POROVNÁNÍ CEN ROČNÍHO BASELOADU V ČR A V NĚMECKU 80 CZ

DE

70 60

[€/MWh]

50 40 30 20 10 0 2010

2011

2012

2013

2014

2015

4.5.3 Výrobní bilance a analýza provozu Pro ověření provozu zdrojů, sestavení bilance energie, paliv a emisí a pro zjištění očekávaného provozu jednotlivých zdrojů, respektive jejich skupin, je potřebné provést simulaci chodu soustavy. Klíčové v simulaci obchodu a provozu jsou systémové zdroje se spalovacím procesem a jaderné zdroje. Simulační modely podrobně respektují technické a ekonomické vlastnosti jednotlivých elektrárenských bloků ve všech fázích obchodování. Rozlišuje se existence více soutěžících na trzích s elektřinou a s podpůrnými službami (PpS), včetně jejich nestejně silného postavení na trhu. Každý výrobce (soutěžící) se v simulaci vyznačuje racionálním chováním účastníka trhu. Provozu zdrojů v simulaci, stejně jako ve skutečnosti, předchází zobchodování elektřiny a PpS, které se odehrává v několika různých časových fázích (např. obchody roční a oproti nim obchody hodinové). Tuzemští výrobci elektřiny si konkurují mezi sebou v soutěži o tuzemskou dodávku i vůči zahraničí, které představuje jak možnou příležitost k exportu elektřiny pro ně, tak konkurenci v podobě importu na domácí trh. Zmíněný zahraniční obchod s elektřinou, je možno také říci jeho jednotlivé případy, vedl k exportům a importům, které byly již popsány v kap. 4.5.1. Spolu s tuzemskými dodávkami elektřiny a PpS tím byl determinován modelový provoz ES ČR v letech 2010 až 2015. který byl následně analyzován z řady hledisek. Dodejme ještě, že v provozu ES byly respektovány podklady získané od jednotlivých subjektů české elektroenergetiky a že se v něm pochopitelně příslušným způsobem uplatňovaly všechny ostatní skupiny zdrojů, od vodních po fotovoltaické. Platí to i o ročních úplných výrobních bilancích elektřiny ES ČR. V tab. 4.5.2 je na příkladu roku 2010 uvedena tato bilance v ročním, čtvrtletním a měsíčním členění.

únor 2009

strana 57

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Tab. 4.5.2 ÚPLNÁ VÝROBNÍ BILANCE ELEKTŘINY V ES ČR, ROK 2010 [GWh] Skupina zdrojů:

Rok

I.

II.

III.

IV.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Dodávka elektřiny celkem

79930

21240

18380

18214

22096

7552

6684

7004

6349

6236

5795

5777

6189

6248

6948

7435

7713

Elektrárny na fosilní paliva a biomasu

49680

12974

11477

11193

14035

4570

4135

4269

3888

3948

3641

3556

3957

3680

4299

4837

4899

29880

7351

7059

7289

8182

2671

2333

2347

2179

2458

2422

2560

2613

2116

2413

2882

2887

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

12356

3510

2704

2375

3767

1154

1137

1220

1086

906

712

525

841

1009

1220

1259

1288

- ČEZ, a. s. - řada 660 MW - Veřejné nezávislé zdroje

7443

2113

1714

1529

2087

746

666

702

623

583

507

470

503

555

666

696

724

Vodní elektrárny

- Závodní elektrárny

2554

738

693

494

628

262

203

273

268

242

182

171

153

171

192

212

224

- ČEZ, a. s.

1444

418

352

299

375

150

113

155

131

123

98

100

99

100

119

128

128

- přečerpávací

470

101

112

127

131

31

34

36

40

39

33

43

43

41

44

44

43

- Nezávislí výrobci

1110

320

341

196

253

112

91

118

137

120

84

71

54

70

73

84

96

1089

202

224

293

369

72

62

69

70

83

71

87

102

104

118

124

127

Větrné elektrárny Fotovoltaické elektrárny Jaderné elektrárny Saldo zahraničí

36

3

14

15

4

0

1

2

4

5

6

6

5

4

3

1

0

26571

7321

5972

6218

7059

2647

2283

2391

2119

1958

1895

1958

1971

2289

2336

2261

2463

-10009

-2145

-2161

-2524

-3179

-873

-631

-641

-691

-846

-623

-667

-981

-875

-1028

-1080

-1071

Zdroje celkem (obstaráno celkem)

69921

19095

16219

15690

18917

6679

6053

6363

5658

5390

5171

5110

5207

5373

5919

6356

6642

Tuzemská spotřeba netto + síťové ztráty

69327

18971

16077

15531

18747

6641

6011

6320

5607

5339

5131

5056

5152

5322

5861

6301

6585

594

124

142

159

169

38

43

43

51

51

40

53

55

51

58

55

56

69921

19095

16219

15690

18917

6679

6053

6363

5658

5390

5171

5110

5207

5373

5919

6356

6642

Spotřeba na čerpání Tuzemská spotřeba (užito celkem) Výroba elektřiny celkem

86257

22897

19856

19668

23836

8139

7208

7550

6850

6742

6264

6245

6688

6735

7494

8023

8319

Elektrárny na fosilní paliva a biomasu

54334

14177

12567

12251

15339

4992

4518

4667

4254

4326

3988

3897

4329

4026

4701

5285

5352

Vodní elektrárny

2569

743

698

497

632

264

204

274

270

244

183

172

154

172

194

213

225

Větrné elektrárny

1100

204

227

296

373

73

63

69

71

84

71

88

103

105

119

125

128

36

3

14

15

4

0

1

2

4

5

6

6

5

4

3

1

0

28217

7770

6351

6609

7488

2810

2422

2537

2251

2084

2016

2084

2097

2428

2477

2398

2613

6327

1657

1476

1454

1740

587

524

546

501

506

470

468

499

487

546

587

606

76248

20752

17695

17144

20656

7266

6577

6909

6159

5895

5641

5578

5707

5860

6466

6943

7248

Fotovoltaické elektrárny Jaderné elektrárny Vlastní spotřeba celkem Tuzemská spotřeba brutto

Globální pohled na celé střednědobé období lépe vyjadřuje tab. 4.5.3, obsahující pouze roční údaje, avšak pro všechny roky. Dodejme, že roční údaje jsou zde věcně členěny o něco podrobněji než v šesti předcházejících tabulkách. Na základě údajů této tabulky můžeme očekávaný vývoj ve střednědobém období komentovat následovně. Největší dynamiku vývoje vykazují dodávky OZE, zejména fotovoltaických elektráren, které však začínají téměř od nuly. Dodávka větrných elektráren by se měla za šestileté období zhruba zdvojnásobit. V oblasti vodních elektráren je podle očekávání situace stabilizovaná, možno sledovat pouze nepatrný vývoj. Dodávka jaderných elektráren se vyvíjí pouze mírně, a to v souladu s postupných zvyšováním výkonu jednotlivých bloků JEDU a s víceletým cyklem odstávek do údržby. Očekávaná tuzemská spotřeba elektřiny stabilně mírně stoupá. Naproti tomu velikost celkového salda zahraničního obchodu s elektřinou má velkou dynamiku, avšak na sestupné linii. Zde se projevuje limitující vliv snižování těžby tuzemského hnědého uhlí. Celková dodávka elektřiny tak po krátkém vzestupu končí na nižších hodnotách. Úhrnná dodávka ve skupině „elektrárny na fosilní paliva a biomasu“ pochopitelně nejvíce odráží tento vliv. Její vývoj je nerovnoměrný jak v čase, tak co se týče jejích podskupin. Na rozdíl od jiných „historických“ období české elektroenergetiky není příliš svázán s vývojem instalovaného výkonu příslušných zdrojů. Tyto skutečnosti lze ilustrovat s pomocí ukazatele využití. Ze zjištěných (a tabelizovaných) hodnot výrob a hodnot instalovaného výkonu příslušných skupin zdrojů jsou vyčísleny údaje o využití instalovaného výkonu z brutto energie (v hodinách za rok). Hodnoty využití jsou pro nejvýznamnější skupiny tepelných (včetně jaderných) tuzemských elektráren zobrazeny na obr 4.5.8.

strana 58

únor 2009

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Tab. 4.5.3 ÚPLNÁ VÝROBNÍ BILANCE ELEKTŘINY V ES ČR, 2010 - 2015 [GWh] Skupina zdrojů:

2011

2012

2013

2014

2015

Dodávka elektřiny celkem

79930

81450

81519

80865

79241

79603

Elektrárny na fosilní paliva a biomasu

49680

50478

49822

48865

47016

47733

29880

30560

29571

29477

27578

28519

0

0

0

3324

3183

3275

12356

12385

12927

11856

11725

11501

8167 4189

8165 4220

8693 4234

7544 4312

7290 4435

7017 4483

7443

7533

7325

7531

7713

7713

Vodní elektrárny

2554

2548

2554

2575

2578

2595

- ČEZ, a. s.

1444

1431

1427

1444

1440

1451

- akumulační - průtočné

952 21

953 21

953 21

952 21

952 21

953 21

- přečerpávací

470

457

453

472

466

477

- Nezávislí výrobci

1110

1117

1127

1131

1138

1145

40 1070

40 1077

40 1087

40 1091

40 1098

40 1105

1089

1584

1881

1946

2014

2079

- ČEZ, a. s. - řada 660 MW - Veřejné nezávislé zdroje - systémové - nesystémové - Závodní elektrárny

- akumulační - průtočné Větrné elektrárny Fotovoltaické elektrárny Jaderné elektrárny Saldo zahraničí

36

56

76

96

116

136

26571

26784

27185

27383

27518

27060

-10009

-10431

-9458

-7793

-5235

-4667

Zdroje celkem (obstaráno celkem)

69921

71019

72061

73073

74006

74935

Tuzemská spotřeba netto + síťové ztráty

69327

70443

71491

72479

73419

74333

594

576

570

594

587

602

69921

71019

72061

73073

74006

74935

0

0

0

0

0

0

Spotřeba na čerpání Tuzemská spotřeba (užito celkem) Nedodaná energie Výroba elektřiny celkem

86257

87843

87803

87026

85175

85587

Elektrárny na fosilní paliva a biomasu

54334

55178

54384

53284

51202

51996

32957

33659

32530

32379

30253

31293

0

0

0

3613

3460

3560

13403

13451

14009

12843

12693

12448

8888 4516

8903 4548

9449 4560

8199 4644

7916 4777

7620 4828

- ČEZ, a. s. - řada 660 MW - Veřejné nezávislé zdroje - systémové - nesystémové - Závodní elektrárny

7973

8068

7845

8063

8256

8256

Vodní elektrárny

2569

2564

2570

2591

2594

2611

Větrné elektrárny

1100

1600

1900

1966

2034

2100

36

56

76

96

116

136

28217

28445

28873

29089

29230

28743

Fotovoltaické elektrárny Jaderné elektrárny

Vlastní spotřeba celkem

6327

6392

6284

6161

5934

5984

Elektrárny na fosilní paliva a biomasu

4654

4700

4561

4420

4186

4264

3076

3099

2959

2901

2675

2774

0

0

0

289

277

285

1048

1066

1083

987

968

947

530

535

520

532

542

542

Vodní elektrárny

16

16

16

16

16

16

Větrné elektrárny

11

16

19

20

20

21

0

0

0

0

0

0

1646

1661

1688

1706

1712

1684

76248

77412

78345

79235

79941

80920

- ČEZ, a. s. - řada 660 MW - Veřejné nezávislé zdroje - Závodní elektrárny

Fotovoltaické elektrárny Jaderné elektrárny Tuzemská spotřeba brutto

únor 2009

2010

strana 59

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Obr. 4.5.8 VYUŽITÍ INSTALOVANÉHO VÝKONU V LETECH 2010 - 2015 8 000 7 000 6 000

[h]

5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0 2010

2011 ČEZ - tepelné

2012

2013

Nezávislí výrobci - veřejné zdroje

2014 Závodní

2015

Jaderné

U jaderných elektráren je hodnota využití nejen vysoká, ale v průběhu let stabilní, kolísající pouze v rytmu nestejně dlouhých odstávek do plánované údržby, spojené s výměnou paliva. Využití ve zde nejméně významné skupině závodních elektráren je paradoxně stoupající. Příčinou tohoto jevu je zejména obnova zdrojového parku zdroje Unipetrol RPA, který umožňuje určitý reálný nárůst dodávky při citelném „tabulkovém“ snižování instalovaného výkonu. Zdroje ČEZ i veřejné zdroje nezávislých výrobců vykazují přes určité peripetie pokles využití. Ve skupině veřejných nezávislých výrobců je celkově nižší hladina využití způsobena mj. vyšším podílem výroby v protitlaku, vázaném na dodávky tepla do veřejných sítí, které mají mimo topnou sezónu velký proval. Další „deformací“ je skutečnost, že některé elektrárny (Dětmarovice, Komořany, Opatovice) jsou v některých letech sice započteny na straně instalovaného výkonu, ale z důvodu retrofitu, uvádění do provozu v průběhu daného roku anebo naopak ukončování provozu nejsou plně disponibilní. Tyto „optické nedostatky“ jsou eliminovány u příbuzného ukazatele využití pohotového výkonu v procentech. Tento údaj je však k dispozici pouze za tu část zdrojů, která je modelována jako zdroje systémové. Příslušné hodnoty jsou ilustrovány na obr. 4.5.9. Z obrázku je patrno, že využívání JE je stabilní. Využívání veřejných tepelných elektráren je rovnoměrné až do roku 2012. Počínaje rokem 2013 se následkem snížení možností těžby hnědého uhlí projevuje pokles u obou skupin, zdrojů ČEZ i nezávislých. Přestože z uvedeného obrázku by bylo možno na první pohled usuzovat, že omezené objemy hnědého uhlí postihují obě skupiny zdrojů stejným způsobem, skutečnost je poněkud odlišná. Ze srovnání vývoje instalovaného výkonu, který byl uveden v kap. 4.4, a vývoje dodávek lze odvodit rozdíly. U zdrojů ČEZ je pokles využití způsoben zejména na straně instalovaného (a následně pohotového) výkonu. Ten v roce 2013 skokově narůstá se zprovozněním bloku 660 MW v Ledvicích. Na straně dodávky zdrojů ČEZ je sice též evidován určitý pokles, ale z hlediska výsledného využití není tak podstatný.

strana 60

únor 2009

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Obr. 4.5.9 VYUŽITÍ POHOTOVÉHO VÝKONU V LETECH 2010 - 2015 100 90 80 70

[%]

60 50 40 30 20 10 0 2010

2011 ČEZ - tepelné

2012

2013

Nezávislí výrobci - veřejné zdroje

2014

2015

Jaderné

U veřejných tepelných zdrojů nezávislých výrobců je tomu obráceně. Instalovaný ani pohotový výkon se po roce 2012 výrazně nemění, zato však klesá jejich dodávka. Tuto situaci je možno považovat za projev (důsledek) konkurenčního boje v oblasti zajištění paliva pro elektrárenské zdroje. Dodejme, že snižování využití těchto skupin zdrojů je částečně bržděno spalováním černého uhlí a biomasy. Zajímavým poznatkem je také časově i věcně související zlepšování jejich měrné spotřeby tepla na výrobu elektřiny. Zatímco zlepšení měrné spotřeby zdrojů ČEZ můžeme zřetelně přičíst novému bloku 660 MW, u nezávislých výrobců hraje větší roli snižování kondenzační části výroby ve prospěch výroby spojené s dodávkou tepla. Poznamenejme dále, že vývoj hodnot využití systémových zdrojů se určitým způsobem odráží v dostupnosti PpS, o čemž bude pojednáno v další části této kapitoly. Určitou zajímavostí je lehce snížené využití u jaderných elektráren v roce 2014. Tento nikterak závažný jev má pozadí v modelovém způsobu sjednávání kontraktů. V simulaci obchodu a provozu došlo v jednom z letních měsíců k rozsáhlejším odstávkám klasických zdrojů ČEZ trvajícím asi týden. Ty nedovolily sjednat měsíční kontrakt na export ve výši, která by za jiných (obvyklých) okolností nastala. Krátkodobé obchody v tomto měsíci pak již nebyly tak významné, aby celkový závazek ČEZ na dodávku elektřiny dovoloval nasazení takového počtu klasických bloků, aby na nich bylo možno udržovat sjednané rezervy pro točivé kategorie PpS bez omezení nasazeného výkonu JE. V reálném obchodu a provozu by tato situace jistě mohla být řešena zvýšením objemu krátkodobých obchodů anebo (systémověji) nákupem elektřiny na pokrytí jejího nedostatku v uvedeném týdnu. Následkem toho by pak mohl být realizován vyšší měsíční kontrakt. Druhý uvedený způsob by mohl být inspirací pro další modelové výpočty obchodu a provozu ES. Na tomto místě tyto souvislosti uvádíme z toho důvodu, abychom připomněli, že obchodní záležitosti jak v simulovaném, tak v reálném provozu mohou mít důsledky, které pak ne zcela odpovídají „papírovým předpokladům“ a obvyklým očekáváním. Jinak provoz zdrojů ve střednědobém výhledu nevykazuje prakticky žádné anomálie. V souvislosti s tím byl výběr dalších vyobrazení časově i věcně silně redukován. Z celého období byl vybrán rok 2015, ve kterém je situace relativně nejvíce odlišná od současného stavu.

únor 2009

strana 61

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Uplatnění pohotových výkonů systémových elektráren na fosilní paliva, resp. biomasu s ohledem na jejich nasazování do denních sestav zdrojů, je patrné z obr. 4.5.10, který ilustruje časový průběh nasazování klasických systémových bloků. Červená křivka zobrazuje sumu výkonů, které jsou v daném dni schopny provozu, nenacházejí se tedy v plánované údržbě. Tmavomodrá křivka ilustruje sumu výkonů té části bloků, které jsou v daný den nasazeny na krytí zatížení. Doplňkem je světlemodrá křivka, představující výkon bloků, které se nacházejí v netočící záloze. Je patrno, že velikost těchto výkonů je vysoká. Je mnohem vyšší, než by vyžadovala spolehlivost výkonové bilance soustavy. Její mírně obrácený tvar proti známé křivce zatížení ES ukazuje na to, že v podmínkách omezených možností dodávek hnědého uhlí elektrárenští výrobci poněkud omezují exportní dodávky v létě a volí možnost vyrobit z uhlí větší množství elektřiny v zimě, kdy mají možnost prodat elektřinu v zahraničí výhodněji. Viz též obr. 4.5.3. Jaderných elektráren se omezení dodávek hnědého uhlí týká pouze zprostředkovaně, když jsou nuceny častěji se účastnit držení rezerv PpS anebo dále snižovat výkon, aby umožnily provoz většího množství klasických regulujících bloků ČEZ. Z obr. 4.5.11 je patrno, že k tomu dochází pochopitelně nejvíce o víkendech. Z hlediska celoročního pohledu je možno konstatovat, že k tomu dochází v libovolném období roku. Obr. 4.5.12 ukazuje hlavní výsledky simulace provozu PVE ve smíšeném týdenně-denním cyklu v režimu využívání pro statické služby. Jsou v něm uvedeny jak údaje energetické (na ose vlevo), tak údaje výkonové (na ose vpravo). Z „energetických“ údajů je zobrazen energetický ekvivalent nádrže a denní minima energie (energetický ekvivalent denních minimálních hladin), která zůstává volná pro dynamické služby. Obr. 4.5.10 BILANCE POHOTOVÝCH NETTO VÝKONŮ SYSTÉMOVÝCH ELEKTRÁREN NA FOSILNÍ PALIVA A BIOMASU VE DNECH PONDĚLÍ AŽ PÁTEK ROKU 2015 9 000

8 000

7 000

[MW]

6 000

5 000

4 000

3 000

2 000

1 000

0 1

2

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 53 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52

[Týden] Celkový

strana 62

Nasazený

Nenasazený

únor 2009

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Obr. 4.5.11 PRŮBĚH NASAZENÉHO VÝKONU JADERNÝCH ELEKTRÁREN BĚHEM ROKU 2015 4 000

3 500

3 000

[MW]

2 500

2 000 ` 1 500

1 000 [MW] 500

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53

[Týden] Pohotový výkon JE

Minimální nasazený výkon JE

Pohotový výkon JETE

6 000

1 800

5 000

1 500

4 000

1 200

3 000

900

2 000

600

1 000

300

0

MW

[MWh]

Obr. 4.5.12 UPLATNĚNÍ PVE V PROVOZU ES ČR VE STATICKÝCH SLUŽBÁCH V ROCE 2015

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53

[Týden] Minima energie volné pro dynamické služby

Energetický ekvivalent dostupných nádrží

Maximální výkon v generátorovém provozu

Maximální příkon v čerpadlovém provozu

Disponibilní výkon

únor 2009

strana 63

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Ukázku provozu všech skupin zdrojů uvádí obr. 4.5.13 pro den maxima zatížení. Rovnoměrný chod většiny zdrojů se netýká větrných elektráren, v tomto konkrétním případě prohlubují ranní proval zbytkového zatížení pro systémové zdroje tím, že mají v této době maximum. Vodní elektrárny pak vedle tvaru DDZ vyrovnávají i tento (pravděpodobně dopředu predikovaný) tvar. Obr. 4.5.13 KRYTÍ DENNÍHO DIAGRAMU ZATÍŽENÍ NETTO, DEN MAXIMA Rok: 2015 14 000 13 000

Importy

12 000

PVE - turbínový provoz

11 000

Akumulační a průtočné VE - ČEZ

10 000

Akumulační a průtočné VE - nezávislí výrobci Fotovoltaické elektrárny

9 000

[MW]

8 000

Větrné elektrárny

7 000

Závodní elektrárny (tepelné)

6 000

Elektrárny na fosilní paliva - nezávislí výrobci (veřejné zdroje) Elektrárny na fosilní paliva - ČEZ, a. s.

5 000 4 000

Jaderné elektrárny 3 000

PVE - čerpadlový provoz 2 000

Exporty 1 000

DDZ

0 1

2

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 [Hodiny]

Nerovnoměrný tvar dodávky z fotovoltaických zdrojů je rovněž realitou, avšak na tomto obrázku ho není možno vůbec hodnotit, protože jeho hodnoty v zimě roku 2015 jsou velice nízké. Nejvyšší a nejnižší pozice ve vyobrazení zaujímají obě protikladné složky salda zahraničního obchodu s elektřinou. Jedná se zde o obchodní toky sestavené z více obchodních případů různých subjektů i směrů. Je tím mj. dokumentována činnost modelové simulace obchodu. Hodnocení regulačních služeb Součástí zpracovaných analýz provozovatelnosti ES ČR jsou v této kapitole prezentované výsledky provedeného hodnocení podpůrných služeb (PpS). Jejich obsahem je zjištění, zda simulačním modelem výpočetně stanovené schopnosti ES ČR disponovat v každé hodině roku regulačními výkony jsou v souladu se zadanými (požadovanými) objemy výkonu v jednotlivých kategoriích podpůrných služeb. Požadavky na PpS byly stanoveny samostatně pro každý týden roku. Popis jejich stanovení a tabulka číselných hodnot jsou uvedeny v následující kapitole 4.5.4, a to z toho důvodu, že jejich stanovení navazuje na problematiku výkonové bilance a její spolehlivosti. Poznamenejme, že i když nominální hodnoty požadavků v některých kategoriích evidentně převyšují již na rok 2010 současné reálné požadavky určované společností ČEPS, nejedná se zde o skokový nárůst požadavků. Důvodem jsou metodické rozdíly přístupů ČEPS a EGÚ. Bez další specifikace konstatujme, že oba přístupy jsou nerozporné.

strana 64

únor 2009

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Průměrné roční hodnoty požadavků na jednotlivé kategorie PpS ilustruje obr. 4.5.14. Obr. 4.5.14 ROČNÍ PRŮMĚRY POŽADAVKŮ NA PODPŮRNÉ SLUŽBY V LETECH 2010 AŽ 2015 800

700

PR

SR před úpravou

600

TR+

[MW]

500

TR400 QS před úpravou

300

DZ 200 SR 100

QS

0 2010

2011

2012

2013

2014

2015

[Rok]

U většiny kategorií služeb je z obrázku patrný postupný nárůst požadavků, který odráží vývoj zdrojové základny soustavy a mj. také zpřísňování normativní hodnoty spolehlivosti. Na nárůstu požadavků se podílejí významně větrné elektrárny. Skokový nárůst požadavků v roce 2013 souvisí s očekávaným náběhem nového zdroje velkého jednotkového výkonu 660 MW. Do oblasti požadavků na jednotlivé kategorie PpS se tento nárůst promítá nerovnoměrně, projevuje se zejména v sekundární a terciární regulaci, zatímco potřeby dispečerské zálohy mírně klesají. Ve srovnání se současnou praxí jsou požadované hodnoty SR, stanovené v kap. 4.5.4 a zobrazené v obr. 4.5.14 tenkou čarou, poměrně vysoké. Vzhledem k tomu, že metoda pro stanovení těchto požadavků striktně nevyžaduje, aby tyto požadavky byly naplňovány točícími se zálohami, je možno uvažovat o naplnění jejich určité (menší) části rezervami v netočivé podobě, čili v podobě QS (přesněji QS 10). To je možné za předpokladu, že odpovídající požadavky na QS (opět tenkou čarou) zatím nedosahují hodnot, které je možno reálně obstarat, což je v tomto případě splněno. Takové dodatečné přerozdělení točivých a netočivých záloh sekundární regulace je zajisté účelné, a to z několika důvodů:

–

Zvýšené požadavky v točivé podobě nemusí být technicky snadné v soustavě vůbec zajistit.

–

Jejich udržování na běžných elektrárenských blocích snižuje možnost jejich využití na dodávku elektřiny.

–

Může na konkrétních blocích vést k provozu s horší účinností.

–

Z hlediska plateb za systémové a podpůrné služby vede k přesunu placených rezerv směrem k levnějším kategoriím, tedy je zlevňuje (přesněji omezuje jejich další zdražování).

únor 2009

strana 65

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Uvedené přerozdělení mezi QS a SR bylo uplatněno. Takto upravené požadavky na SR a QS jsou v obrázku zobrazeny „standardními“ tlustými čarami. Byly použity v modelových výpočtech provozu ES ČR. Přehled technických možností, kterými elektrárny disponují pro zabezpečení PR, SR a TR při provozu soustavy v roce 2010, uvádí tab. 4.5.4. Šedě podbarvené buňky tabulky se týkají přírůstků regulačních schopností zdrojů mezi roky 2010 a 2015 a jsou konkrétně komentovány v poznámkách pod tabulkou. Předpoklad, že lze nadále u JE uvažovat zapojení v PR, SR nebo TR, avšak nikoliv současně, nýbrž jen v jedné z těchto služeb, byl dodržen. Přitom ovšem u stávajících jaderných elektráren, v souladu s ekonomickými a jinými souvislostmi, obecně platí, že pro provozovatele těchto zdrojů připadá v úvahu nasazení JE v těchto službách až v případě, kdy na jiných jeho zdrojích již není možno služby zajistit, a tak dostát jeho uzavřeným závazkům jako poskytovatele PpS. Příspěvky jednotlivých bloků všech typů zdrojů do PR byly v simulačních výpočtech provozu ES uvažovány maximálně do výše 10 MW. Zdroje Brno-Červený mlýn (PPC, resp. jen spalovací turbína ST11 - 71 MW) a Kladno GT 45 MW jsou uvažovány v DZ 30, tedy jako netočivý ekvivalent TR+. Zdroje Kyjov, Trmice PPC a Kladno TG 6 jsou uvažovány v DZ 90 (DZ>30), a protože tato kategorie nebyla vyhodnocována, spadají jejich příspěvky do DZ šestihodinové. V kategorii dispečerské zálohy (DZ), tedy zálohy šestihodinové, se počítalo i s regulačními možnostmi dalších tepelných elektráren uvedených v tabulce (přitom se brala v úvahu existující omezení, především rychlost startů u fluidních kotlů). V kategorii rychlých startů (QS) se počítalo s možnostmi, které mají pro zajištění této služby AVE a PVE. U akumulačních elektráren, de facto u Vltavské kaskády, se uvažovala účast na QS mezně do výše celkového výkonu 200 MW a energie 800 MWh denně. Zbývající kladný volný výkon a energie, pokud v dané hodině, resp. dni zbývaly, byly v simulaci provozu použity jako TR+. Záporný volný výkon a energie byly použity jako TR-. Při těchto operacích se respektovaly hydrologické vazby mezi jednotlivými stupni kaskády. Byl zaručen minimální průtok (denní energie). Uvedený postup, při kterém se kaskáda výpočetně neuplatňovala v SR, považují sami řešitelé za přibližný, avšak v rámci zjednodušení výkonově a energeticky korektní. Uplatněné příspěvky v TR byly omezeny maximální hranicí 100 MW na celou kaskádu. Vedle nákupu PpS od výrobních bloků se v souladu se současnou praxí ČEPS počítalo s ekvivalentní možností dovážet regulační energii ze zahraničí s výkonem 400 MW a s možností regulace odběrů velkých průmyslových odběratelů ve výši 48 MW.

strana 66

únor 2009

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Tab. 4.5.4 PŘEHLED TECHNICKÝCH MOŽNOSTÍ ELEKTRÁREN PRO ZABEZPEČENÍ PRIMÁRNÍ, SEKUNDÁRNÍ A TERCIÁRNÍ REGULACE v roce 2010 a změny do roku 2015 (instalovaný výkon v primární, sekundární a terciární regulaci) Elektrárna

P inst k 31. 12. 2010

Primární regulace

Terciární regulace

Sekundární regulace regulační pásma bloku bez započtení PR

změny výkonu bloku

regulační rozsah

[MW]

±[MW]

[MW]

±[MW / min]

[MW]

Poříčí Tisová I Hodonín Tisová II Prunéřov I Ledvice (bl. 2,3) Ledvice (bl. 4) Mělník II Tušimice II Počerady Chvaletice Dětmarovice Prunéřov II Prunéřov II retrofit Mělník III Ledvice 660 Dukovany Temelín

2 x 55 3 x 57 + 1 x 12.8 1 x 55 + 1 x 50 1 x 112 4 x 110 2 x 110 1 x 110 2 x 110 4 x 200 5 x 200 4 x 200 4 x 200 5 x 210 3 x 250 1 x 500 1 x 660 2 x 456 + 2 x 481 2 x 1000

1x5 1x5 4 x 10 5 x 10 4 x 10 4 x 10 5 x 10 3 x 10 1 x 12.5 1 x 10 4 x 10 2 x 20

67 - 97 70 - 100 65 - 85 85 - 105, jen bl. 3 a 4 50 - 110 70 - 110 80 - 140 140 - 200 120 - (160 160) - 200 120 - 200 100 - 130 120 - 200 130 - 170 170 - 210 100 - 185 185 - 250 300 - 500 264 - 444 480 - 660 30 MW 80 MW

3 2 2 2 3 2 4 4 4 4 2 4 7 9 4.4 4

60 - 90 95 - 155 $ $ $ $ $ $ 100 - 200 $ $ $ $ $ 80 MW 90 MW

Mělník I Vřesová Opatovice Opatovice 100 Trmice Trmice PPC Komořany Komořany 160 Třebovice Karviná Přerov Olomouc Plzeň (PT, a. s.) Plzeň (Škoda) Kladno vč. GT Kyjov Červený Mlýn

4 x 60 + 2 x 56 2 x 185 + 4 x 55 5 x 60 + 1 x 63 100 88 celkem 70 239 celkem 160 MW 174 celkem 55 celkem 46 celkem 49 celkem 50 + 55 90 celkem 415 celkem 23 celkem 95

4 x 3, 2 x 2.8 2x4 6x3 5 6 4.9 2x3 2 3 4+4 6 2x6 -

2 x [38 - 60], 2 x [35 - 56] 2 x [73-120 120-200], 0 - 100 MW 5 x [40(15,45) - 60] 50 - 100 10 MW 40 - 70 65- 105 120 - 160 18 + 40 + 46 MW 8 - 15, 20 - 38 10 MW 30 - 66, 30 - 65 36 - 56 2 x [60 - 135], 1 x [20 - 66] 20 MW

3 10, 5 5 4 2 7 1.5 2 2 1, 6 2 2 3, 3.5 2 4, 10, 7.5 0.4 4

$ $ $ $ - 20MW $ $ 22 MW 25 MW 60 MW 32 MW 2 x 60, 66, 45 MW 50 - 83

Poznámky: - Omezení regulačních rozsahů z titulu teplofikace jsou v simulaci provozu respektována. - Znak $ znamená, že rozsah pro TR je shodný s rozsahem pro SR, přitom hranice regulačních pásem nehrají roli. - Šedě jsou podbarveny buňky tabulky v případech, že k vývoji této položky dochází až po roce 2010, do roku 2015. - Z toho u Prunéřova II se očekává zařazení dvou retrofitovaných bloků 250 MW v roce 2013, třetího v roce 2015, v souvislosti s tím se snižuje počet neretrofitovaných bloků až na dva v roce 2013. Nový blok 660 MW v Ledvicích se očekává v provozu od roku 2013. V souvislosti se zvyšováním výkonu JEDU se očekává zvýšení velikostí regulačních pásem. Nový blok 160 MW v Komořanech se očekává od roku 2011, následně se očekává odstavení části stávajících TG. - Červený mlýn ST11 a Kladno GT 45 MW jsou uvažovány v DZ30. - Kyjov, Trmice PPC, a Kladno TG6 jsou uvažovány v DZ90.

únor 2009

strana 67

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Globální pohled na situaci v ES ČR v letech 2010 až 2015 uvádí obr. 4.5.15. Jedná se o roční energetické netto objemy. Obr. 4.5.15 ROČNÍ ENERGETICKÉ OBJEMY VYBRANÝCH VELIČIN CHARAKTERIZUJÍCÍCH DISPONIBILNÍ VÝKON V ES ČR A JEHO UPLATNĚNÍ 100 000 90 000 80 000 70 000

[GWh]

60 000 50 000 40 000 30 000 20 000 10 000 0 2010

2011

2012

2013

2014

2015

[Rok] Tuzemská netto spotřeba + ztráty v sítích PZD Možná dodávka na krytí PZD Objem požadované PR+SR+TRp+DZ

Exportní saldo Celkem nutno dodat Rezerva výkonu netto

První zobrazenou veličinou je tuzemská netto spotřeba + ztráty v sítích, zakreslená červenou čarou. Přičteme-li k této veličině exportní saldo, zobrazené světlemodře, dostáváme celkovou poptávku po elektřině, která je zobrazena hnědou čarou. Jestliže bychom od této veličiny odečetli dodávky všech tuzemských vodních (u PVE též naopak přičetli spotřebu na čerpání) a větrných zdrojů a rovněž zdrojů na fosilní paliva, které jsou teplárenského a závodního charakteru a jsou v simulaci provozu ES modelovány jako tzv. vynucené výkony, dostáváme hodnoty parního zbytkového diagramu zatížení (PZD). V obrázku jsou zobrazeny zelenou křivkou. Jde o tu část celkové spotřeby, kterou v simulaci pokrývají plnohodnotně simulované systémové zdroje, a to zdroje jaderné a zdroje na fosilní paliva, event. biomasu. Tytéž zdroje jsou schopny v uvedených letech dodat roční úhrnné objemy elektřiny, nazvané „možná dodávka na krytí PZD“ a zobrazené tmavomodrou křivkou. Zbývající část možné dodávky systémových zdrojů představuje pak „rezervu výkonu netto“, jejíž roční objem je zobrazen šedou křivkou. Tato rezerva by měla přinejmenším pokrývat potřeby výkonu v PR, SR, TR+ a DZ, jejichž roční součtové energetické objemy jsou pro dokreslení situace zobrazeny také, a to tenkou černou čarou. Viditelný nárůst rezervy výkonu netto přímo koresponduje s klesajícím využitím systémových zdrojů, které bylo v této kapitole výše popisováno. Nastává v důsledku omezených možností těžby hnědého uhlí a jeho důsledky do oblasti naplňování potřeb PpS jsou spíše příznivé, jak bude dále doloženo.

strana 68

únor 2009

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

V kontextu s veličinami, zobrazenými na tomto obrázku, budou popsány deficity v plnění PpS, které byly indikovány v simulačních výpočtech. Jsou ilustrovány na obr. 4.5.16, a to pomocí ročních úhrnů dvojího druhu. Jedná se na jedné straně o roční energetický objem indikovaných deficitů v MWh (tlustší spojnice značek), na druhé straně četnost deficitů, vyjádřená v hodinách za rok (tenčí spojnice značek) vzhledem ke svislé ose vpravo.

160 000

1 600

140 000

1 400

120 000

1 200

100 000

1 000

80 000

800

60 000

600

40 000

400

20 000

200

0

[hod]

[MWh]

Obr. 4.5.16 ROČNÍ ENERGETICKÉ OBJEMY INDIKOVANÝCH DEFICTŮ PpS A JEJICH ČASOVÝ VÝSKYT

0 2010

2011

2012

[Rok]

2013

2014

2015

Objem deficitů DZ

Objem deficitů PST

Objem nedotížení JE

Počet hodin deficitů DZ

Počet hodin deficitů PST

Počet hodin nedotížení JE

Poznamenejme, že u zjištěných deficitů točivých kategorií služeb se používá zjednodušeného způsobu prezentace. Nejprve jsou pro každou hodinu roku sečteny, pokud jsou indikovány, deficity výkonu v kategoriích PR, SR, TR+ a TR-. Se všemi hodinovými součty deficitů se dále pracuje jako s ročním diagramem, který nazýváme „deficit primární, sekundární a terciární rezervy“ a označujeme ho podle počátečních písmen jednotlivých kategorií regulace jako „deficit PST“. V letech 2010 až 2012 jsou sice tuzemské zdroje ještě poměrně hodně využívány, avšak situace v oblasti plnění potřeb PpS v ES ČR je příznivá. Je třeba podotknout, že k příznivému výsledku přispěla již uvedená možnost dovozu regulační energie ze zahraničí, která byla jako ekvivalent služeb v simulaci provozu započtena. Tvrzení o příznivé situaci dokumentujme např. na indikovaných deficitech v kategorii DZ v roce 2010, tedy na výsledku, který se jeví opticky ještě poměrně závažný. Bylo indikováno zhruba 130 „deficitních“ hodin, ve kterých celkový energetický ekvivalent deficitu činil zhruba 13 GWh. To znamená, že průměrně se vyskytoval deficit 100 MW ve 130 hodinách za rok (při vydělení celým časovým fondem roku by to činilo 1.5 MW na jednu hodinu). Snížené využívání zdrojů od roku 2013, spojené s přirozeným výskytem kladných rezerv výkonu, přineslo další zlepšení v plnění jak u točivých služeb, tak u DZ. Jejich deficity nebyly v letech 2013 až 2015 vůbec indikovány.

únor 2009

strana 69

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Situace však na druhé straně vyžaduje častější zapojení JE do regulace výkonu spojené s provozem na nižší výkon, případně další snížení výkonu ve prospěch nasazení vyššího počtu klasických regulujících bloků. Podobně jako v příkladu o DZ by bylo možno odvodit, že průměrné nedotížení JE (na jednu hodinu s výskytem snížení, nikoliv na celý rok) činí přibližně 120 MW. To by odpovídalo spíše provozu několika bloků v SR. V obr. 4.5.11 bylo však dokumentováno, že potřebná snížení v řádu stovek MW nejsou zcela výjimečná. Takový provoz by bylo možno realizovat kupříkladu střídavým provozem některých z bloků JEDU na jeden turbogenerátor. Hodnocení situace v kategorii QS nebylo do obrázků zahrnuto. Nebylo to však na druhé straně potřebné. Poptávka po službě QS, jak bylo výše vysvětleno, se udržuje na úrovni obdobné se současným stavem a pro její možnosti plnění to platí také. Z toho vyplývá, že v celém řešeném období se očekává, že potřeby QS budou pokrývány bez významnějších problémů.

4.5.4 Výkonová bilance, její spolehlivost a bilance podpůrných služeb Výkonová situace soustavy v jednotlivých letech střednědobého období byla postupně zpřesňována v několika kolech výpočtů, a to jak pomocí pravděpodobnostního modelu, tak modelu obchodu a provozu ES. Několikanásobné zpracování vyžaduje použitý metodický postup, při němž se simuluje provoz ES ČR v rámci středoevropského regionu, ale zároveň je již potřeba mít základní informace o možném (resp. mezích možného) provozu samotné ČR, ze kterého lze sestavit některá potřebná vstupní data a omezení, sloužící pro „středoevropské simulace“. Mezi tyto údaje patří, z pohledu spolehlivosti ES, hodnoty požadavků na jednotlivé typy záložních výkonů v průběhu roku. Z tohoto důvodu se provádí výpočet výchozího stavu ES ČR a vyhodnocují se výsledky v oblasti výkonové bilance (přebytky nebo nedostatky pohotových výkonů a velikosti potřebných záloh). Připomínáme, že výpočty spolehlivosti jsou prováděny na základě úplné simulace všech poruch u všech zdrojů soustavy při použití konvoluční metody pomocí ekvivalentní čáry trvání zatížení. Pro stanovení hodnot potřebných záloh byly určující simulační výpočty, respektující racionální úroveň spolehlivosti soustavy v daném roce, odpovídající hodnotám LOLE [dny/rok] uvedeným v kap. 2. Sestavované výkonové bilance vypovídají o tom, zda je v soustavě dosaženo příslušné rovnováhy mezi pohotovým výkonem zdrojů, saldem zahraničního obchodu s elektřinou a potřebnou výkonovou zálohou na straně jedné a predikovaným zatížením na straně druhé. Výchozí stav ES ČR ve střednědobém období, daný zdrojovou základnou uvedenou v kap. 4.4 (tab. 4.4.1), se zahrnutím salda zahraničního obchodu realizovaného pouze po sítích 110 kV (v letech 2010 až 2013) a pro referenční scénář vývoje spotřeby, vykazuje vysokou spolehlivost. Tuto situaci dokladuje tab. 4.5.5 s ročními hodnotami výkonové bilance a obr. 4.5.17 se dvěma grafy. Tab. 4.5.5

NETTO VÝKONOVÁ BILANCE ES ČR [MW] (Roční průměrné hodnoty z výkonů v hodinách denních maxim zatížení pracovních dnů úterý až pátek) Výchozí stav Pohotový výkon zdrojů

Rok

Modelovaných individuálně

Celkem Celkem

KE

JE

PPE

AVE

Modelovaných ve skupinách PVE

Celkem

TEP

ZE

VEprůt

VTE

GTE

Saldo

Zatížení

Potřebná záloha výkonu

FVE

Výsledek bilance + přebytek - nedostatek výkonu

2010

12293

10611

6170

3118

549

288

486

1682

517

904

125

128

0

8

74

9172

1992

1203

2011

12526

10784

6364

3142

496

293

489

1742

521

915

125

169

0

12

74

9311

2014

1276

2012

12497

10732

6279

3169

496

292

496

1766

520

887

126

216

0

16

75

9414

2010

1149

2013

13104

11276

6752

3208

521

293

503

1828

533

916

127

230

0

22

74

9559

2127

1492

2014

13396

11531

6960

3240

533

296

502

1865

548

937

128

226

0

26

0

9685

2161

1551

2015

13541

11636

7115

3176

535

299

511

1904

553

937

129

255

0

31

0

9787

2227

1527

strana 70

únor 2009

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Grafy pro lepší přehlednost znázorňují jen průměrné roční hodnoty přebytků pohotového výkonu v soustavě a jejich energetický obsah (možné objemy exportů elektřiny), i když výpočty probíhají v týdenním členění. Z tabulky i z obou grafů je zřejmé, že zdrojová základna ČR v období 2010 až 2015 disponuje značným přebytkem pohotového výkonu, a tedy možností exportu elektřiny do zahraničí. Obr. 4.5.17 Průměrná roční hodnota přebytku(+) pohotového výkonu [MW] - Výchozí stav

Energetický obsah přebytku(+) pohotového výkonu [TWh] - Výchozí stav

2000

20

1500

15

1000

10

500

5

0

0 2010

2011

2012

2013

2014

2015

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Na základě navazujících simulačních výpočtů obchodu a provozu, které zohledňují ceny elektřiny na zahraničních trzích (především trhy sousedních států), propustnost mezinárodních profilů a respektují limitovanou dostupnost tuzemského hnědého uhlí, se stanoví jednotlivé složky exportů a importů se sousedními ES. Takto určené průběhy vstupují do nového kola spolehlivostních výpočtů a rovněž se objevují v konečných výkonových bilancích (výsledky jednotlivých kol řešení zde nepovažujeme za důležité uvádět). V případě, že budou realizovány exporty a importy elektřiny v navrhovaných objemech, bude dosažená míra spolehlivosti odpovídat hodnotám LOLE tak, jak uvádí obr. 4.5.18. Obr. 4.5.18 Dosažená spolehlivost ES ČR Střednědobý výhled

Celkové objemy exportního salda [TWh] Střednědobý výhled 1.20

20

LOLE[d/r] 1.00 LOLE [dny/rok]

15

10 5

Norm a [d/r]

0.80 0.60 0.40 0.20

0

0.00 2010

2011

2012

2013 Rok

2014

2015

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Rok

Z grafů je vidět, že v prvních třech letech je spolehlivost horší než požaduje norma (sloupce s hodnotami LOLE jsou vyšší než průběh normy), nicméně lze tento stav akceptovat vzhledem k reálné možnosti operativně uplatnit zahraniční výpomoc, se kterou lze podle zkušeností ČEPS (ne větší než 400 MW) pro blízkou budoucnost počítat.

únor 2009

strana 71

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Omezení těžby tuzemského HU v jednotlivých letech se začíná mírně projevovat ve snižování exportní schopnosti soustavy již od roku 2010. Postupně tento vliv narůstá, a to zejména od roku 2013. Zpracování a sestavení závěrečné výkonové bilance bylo provedeno ve dvou formách, které se od sebe liší jednak skladbou jednotlivých položek, ale také obdobím, které reprezentují. Jsou to buď průměrné hodnoty maxim pracovních dnů, nebo hodnoty platné v referenční hodině. Ke všem položkám uvedeným v bilancích je nutno připomenout, že jde vždy o netto výkony. První forma aplikuje standardy pro zpracování výkonové bilance a velikosti výkonové zálohy obvyklé v ES ČR. Tabulky obsahují pohotové výkony zdrojů, které jsou rozděleny do dvou hlavních skupin podle použité metodiky modelování. V první skupině jsou obsaženy dispečersky řízené zdroje, tj. konvenční tepelné (KE), jaderné (JE), paroplynové jednotky spolu s plynovými (PPE), akumulační (AVE) a přečerpávací vodní elektrárny (PVE). Každý zdroj je ve výpočtech reprezentován samostatně svými parametry. Naproti tomu druhá skupina je reprezentována pomocí očekávaných hodinových diagramů dodávek. Je dělena na teplárny (TEP), závodní elektrárny (ZE) a na skupinu vodních elektráren průtočných (VEprůt). V této skupině jsou také v současnosti velmi sledované obnovitelné zdroje, a to v členění na větrné elektrárny (VTE), geotermální (GTE) a fotovoltaické (FVE) zdroje. Tabulky dále obsahují saldo zahraničního obchodu s elektřinou (záporné hodnoty představují export, kladné hodnoty import), tuzemské zatížení (referenční scénář spotřeby), potřebnou velikost zálohy výkonu nutnou pro splnění racionální míry spolehlivosti ES ČR a konečně výsledek bilance, který určuje situaci v jednotlivých měsících roku a měl by se převážně pohybovat v kladných číslech. Výsledky výkonové bilance roku 2010, pro ilustraci v podrobném měsíčním členění, uvádíme v tab. 4.5.6. Průběh potřebné zálohy výkonu má během roku charakteristický tvar, neboť v zimních měsících je potřebná velikost zálohy vyšší oproti letním měsícům. To koresponduje především s velikostí pohotového výkonu, který je závislý na plánované údržbě a rekonstrukcích jednotlivých elektrárenských bloků, vyřazování starých a náběhu nových kapacit v ES ČR.

Tab. 4.5.6

NETTO VÝKONOVÁ BILANCE ES ČR [MW] V ROCE 2010 (Průměrné hodnoty z výkonů v hodinách denních maxim zatížení pracovních dnů úterý až pátek) Střednědobý výhled Pohotový výkon zdrojů

Měsíc

Modelovaných individuálně

Celkem Celkem

KE

JE

PPE

AVE

Modelovaných ve skupinách PVE

Celkem

TEP

ZE

VEprůt

VTE

GTE

Saldo

Zatížení

Potřebná záloha výkonu

FVE

Výsledek bilance + přebytek - nedostatek výkonu

Leden

13272

11247

6265

3662

573

346

401

2025

715

1061

146

103

0

0 -1147

10218

2067

-160

Únor

13096

11078

6320

3522

573

290

373

2018

738

1047

132

96

0

4

10026

2130

-3

-942

Březen

12443

10524

5868

3310

573

338

436

1919

673

990

154

97

0

4

-862

9538

2047

-4

Duben

11909

10177

5922

2981

573

298

404

1732

519

918

188

94

0

13

-965

8793

1910

241

Květen

11312

9787

5793

2695

573

279

447

1525

405

840

159

105

0

16 -1110

8372

1796

35

Červen

10897

9659

5747

2695

552

343

321

1238

258

756

115

90

0

19

-841

8336

1732

-12

Červenec

10812

9710

5922

2695

347

220

526

1101

165

710

95

114

0

18

-880

8088

1847

-3

Srpen

11387

10183

6123

2739

573

208

540

1205

210

735

72

171

0

17 -1297

8142

1935

14

Září

11959

10487

5855

3308

568

187

569

1472

384

813

97

173

0

6 -1205

8686

2087

-19

Říjen

12673

10892

6211

3237

540

337

566

1781

585

938

97

162

0

0 -1387

9343

1980

-37

Listopad

13884

11831

7050

3237

573

310

661

2053

767

1016

114

156

0

0 -1498

10198

2162

26

Prosinec

13742

11629

6960

3333

573

291

472

2113

786

1022

127

178

0

0 -1363

10331

2223

-175

strana 72

únor 2009

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

V tab. 4.5.7 již uvádíme výkonovou bilanci v ročních hodnotách, aby bylo možno lépe porovnat jednotlivé roky střednědobého výhledu. Z ročních hodnot potřebné zálohy výkonu lze obecně v průběhu let vidět jejich postupný nárůst, který respektuje změny ve výrobní základně (např. změny ve velikosti a počtu bloků), v růstu spotřeby elektřiny, ale také v narůstajících požadavcích na spolehlivost soustavy během zkoumaného období. Z výsledků bilance (z přebytků výkonů) je patrné, že od roku 2013 již nebylo možno plně využít nainstalovaných hnědouhelných výrobních kapacit pro export elektřiny, a to z důvodu nedostatku potřebného paliva.

Tab. 4.5.7

NETTO VÝKONOVÁ BILANCE ES ČR [MW] (Roční průměrné hodnoty z výkonů v hodinách denních maxim zatížení pracovních dnů úterý až pátek) Střednědobý výhled Výsledek bilance

Pohotový výkon zdrojů Rok

Modelovaných individuálně

Celkem Celkem

KE

JE

PPE

AVE

Modelovaných ve skupinách PVE

Celkem

TEP

ZE

VEprůt

VTE

Saldo GTE

Zatížení

Potřebná záloha výkonu

FVE

+ přebytek - nedostatek výkonu

2010

12282

10600

6170

3118

549

287

476

1682

517

904

125

128

0

8

-1125

9172

1993

-8

2011

12519

10776

6364

3142

496

292

482

1742

521

915

125

169

0

12

-1175

9311

2018

15

2012

12489

10723

6279

3169

496

297

482

1766

520

887

126

216

0

16

-1064

9414

2011

0

2013

13098

11271

6752

3208

521

289

501

1828

533

916

127

230

0

22

-892

9559

2129

518

2014

13397

11532

6960

3240

533

291

508

1865

548

937

128

226

0

26

-598

9685

2166

949

2015

13540

11636

7115

3176

535

297

512

1904

553

937

129

255

0

31

-528

9787

2224

1001

Druhá prezentovaná forma výkonové bilance je sestavena podle UCTE v tab. 4.5.8. Obsahuje hodnoty netto výkonu soustavy v jedenácté hodině (středoevropského času) třetí středy pro leden a červenec každého roku. Základními položkami tabulek jsou národní instalovaný výkon, nepoužitelný výkon, údržba tepelných elektráren, poruchy tepelných elektráren, záloha, zajištěný výkon, zatížení, doplněk do měsíčního maxima, výkonový zůstatek, přenášené výkony a skutečný přebytek výkonu.

Tab. 4.5.8

NETTO VÝKONOVÁ BILANCE ES ČR [MW] (Hodnoty výkonů v 11. hodinách třetích střed v lednu a červenci) Střednědobý výhled

Rok Měsíc

2010 Leden Červenec

2011 Leden Červenec

2012 Leden Červenec

2013 Leden Červenec

2014 Leden Červenec

2015 Leden Červenec

2187 3649 10643 581 0 17060 3834 372 566 1413 10875 9948 464 927

2187 3649 10736 581 0 17153 4158 1980 528 1417 9070 8262 0 807

2189 3673 10751 848 0 17461 3509 0 637 1748 11566 10052 466 1514

2189 3673 10875 848 0 17585 4819 1819 515 1348 9085 8416 0 668

2191 3696 10761 1017 0 17664 3761 370 583 1868 11082 10119 571 964

2191 3696 10761 1017 0 17664 4636 1787 517 1200 9525 8533 0 991

2193 3696 10794 1069 0 17752 3467 0 632 1765 11888 10228 500 1660

2193 3696 11206 1069 0 18164 4798 2275 532 1427 9133 8615 123 517

2195 3696 11280 1123 0 18294 3754 224 646 1594 12075 10331 508 1744

2195 3696 11280 1123 0 18294 4674 1850 589 1589 9592 8753 106 839

2197 3696 11291 1175 0 18359 3780 0 682 1590 12306 10440 492 1866

2197 3696 11291 1175 0 18359 4455 1666 613 1599 10026 8876 89 1150

202 1328 -199

179 1059 -73

245 1774 -15

371 1114 -75

763 1797 -71

781 1701 71

852 2303 209

607 862 262

1600 2707 637

1400 1681 558

982 1880 968

1370 1516 1004

Národní instalovaný výkon Vodní elektrárny Jaderné elektrárny Konvenční tepelné elektrárny Obnovitelné zdroje energie Nesnadno definovatelné zdroje energie Národní instalovaný výkon Nepoužitelný výkon Údržba tepelných elektráren Poruchy tepelných elektráren Záloha Zajištěný výkon Zatížení Doplněk zatížení do měsíčního maxima Výkonový zůstatek Přenášené výkony Import výkonu (jen po sítích 110kV) Export výkonu (jen po sítích 110kV) Skutečný přebytek výkonu

únor 2009

strana 73

4

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu

Pravděpodobnostními výpočty ES ČR je možno získat i výsledky, které směřují k určení velikosti jednotlivých typů potřebných výkonových záloh. Jde o záložní výkony, které musí být k dispozici minutově pro sekundární (15 min.) a pro terciární (30 min.) regulační zálohu a hodinově pro dispečerskou zálohu. Regulační výkon je stanoven analogicky jako potřebná velikost výkonové zálohy s tím, že hodnoty poruchovosti zdrojů jsou určeny všemi poruchami s ohledem na limit mobility (poruchy kratší než limit se uvažují v jejich délce trvání a poruchy delší v době rovné limitu). V souladu s požadavkem UCTE byla stanovena velikost rychle startující rezervy, odpovídající rozdílu mezi velikostí výpadku největšího bloku v soustavě a velikostí požadavku na sekundární regulaci. Požadavky v kategorii DZ se vztahují k rezervě s dobou najetí 6 hodin. Požadavky na jednotlivé kategorie záloh, odvozené pro střednědobý výhled do roku 2015, jsou uvedeny v tab. 4.5.9. Tab. 4.5.9 POŽADOVANÉ PRŮMĚRNÉ VELIKOSTI REGULAČNÍCH ZÁLOH [MW] V ES ČR Rok

Záloha sekundární regulace

Rychle startující rezerva

Záloha terciární(+) regulace

Záloha terciární(-) regulace

Dispečerská záloha

2010

488

514

537

483

467

2011

515

487

566

509

471

2012

530

472

585

527

473

2013

559

443

679

612

445

2014

576

426

717

645

443

2015

594

408

735

662

454

Požadavky na velikost primární zálohy v soustavě (v regulované oblasti) jsou stanoveny pro celou synchronně spolupracující část Evropy tak, aby k její aktivaci v plné výši došlo při poklesu frekvence, která odpovídá výpadku 3 000 MW v této propojené soustavě. Do budoucna lze uvažovat, že s rozšířením synchronně pracující oblasti o další země přibude zdrojů zapojených do primární regulace (PR), takže pro jednotlivé země bude možno jim přidělenou velikost zálohy na PR (závazek) snížit. Naproti tomu, po zkušenostech s velkými evropskými poruchami v posledních letech, které byly spojeny i s dílčím rozpadem propojené soustavy a vydělováním ostrovů, lze očekávat zvýšení přidělených závazků. Protože tato očekávání jsou protichůdná, jsou v této studii i do budoucna ponechány velikosti požadavků na primární zálohu v současné výši, a to 87 MW. Vypočtené hodnoty požadovaných velikostí regulačních záloh byly použity pro výpočty modelem obchodu a provozu ES, jak uvádí kapitola 4.5.3.

strana 74

únor 2009

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

5

STRATEGICKÉ SMĚRY ROZVOJE ES ČR

V předchozí kapitole byl řešen očekávaný stav ES ČR ve střednědobém období, které je charakteristické tím, že skladbu a velikost jednotlivých druhů zdrojů lze vzhledem k časové blízkosti relativně velmi dobře odhadnout. Vývoj zdrojů v navazujícím období je již zatížen podstatně vyšší nejistotou. Současně dochází k tomu, že se soustava přibližuje k významnému předělu, který často označujeme jako „bod zvratu“. Pod tímto pojmem chápeme časový řez, v němž se charakter soustavy mění ze stavu výkonového přebytku (který umožňuje realizovat objemově významné exporty) do stavu vyrovnaného s následným přechodem do deficitního stavu. Deficitním stavem se rozumí taková situace v soustavě, kdy za existence stávajících zdrojů a jejich pravděpodobného vývoje není zabezpečeno pokrytí poptávky po elektřině. Vzhledem k tomu, že základním principem řešení rovnováhy mezi zdroji a spotřebou elektřiny v perspektivě je dosažení vyrovnané bilance, je nutno tento nepříznivý stav soustavy eliminovat a navrhnout instalaci nových výkonů. Zatímco ve střednědobém období se hodnotí situace se stávajícími zdroji, v etapě dlouhodobého výhledu se řeší potřeba výstavby nových zdrojů, a to variantně. Zdrojová základna ES ČR se v dlouhodobém výhledu skládá ze čtyř částí, kterými jsou: 1)

Stávající zdroje a jejich očekávané změny (útlumy, obnova, rozšiřování).

2)

Definované záměry na výstavbu nových zdrojů (dané obvykle lokalitou, typem technologie, palivem, instalovaným výkonem, očekávaným charakterem provozu).

3)

Očekávaný rozvoj obnovitelných zdrojů, které se obvykle posuzují „globálně“, tj. nedefinují se konkrétní lokality, ale stanovují se spíše celkové hranice a možnosti jejich rozvoje.

4)

Nově navržené a do soustavy zařazené zdroje, přičemž jsou uplatňovány typové jednotky, vycházející z nabídky světových výrobců energetických zařízení.

V následující kapitole 5.1 je věnována pozornost zdrojům spadajícím do skupin 1) a 2). Poznamenejme, že i v těchto skupinách existují varianty. Protože některé ze skupin zdrojů již byly dostatečně popsány v kapitole 4.4, nebudeme se jimi již tak podrobně zabývat. Obnovitelným zdrojům je věnována samostatná kapitola 5.2. V další kapitole 5.3 jsou specifikovány nové typy jednotek, s nimiž je řešen rozvoj soustavy. Tento rozvoj je založen na zjištěné výkonové nerovnováze (viz kap. 5.4), která je odstraněna zařazením nových výkonů do soustavy, tj. navržením jednotlivých variant možného rozvoje zdrojů, přičemž teprve výsledky podrobných analýz provozuschopnosti soustavy jsou podkladem pro konečný návrh jednotlivých variant. Takto koncipovaným návrhům rozvoje zdrojové základny soustavy je pak věnována stěžejní kapitola 5.5. V této kapitole jsou také uvedeny všechny tabulky popisující skladbu instalovaných výkonů, a to podle jednotlivých variant. Vzhledem k tomu, že se i u některých stávajících zdrojů uvažuje variantní vývoj a při jejich popisu je potřeba na to odkazovat, uvádíme předběžnou charakteristiku navrhovaných rozvojových variant. Jedná se o 3 varianty: •

Jaderná varianta A (JA), která je charakterizována tím, že rozvoj soustavy je založen na jaderných zdrojích a na takovém využití tuzemského hnědého uhlí, které umožní obnovu parku hnědouhelných elektráren výstavbou bloků 660 MW v plném rozsahu.

•

Jaderná varianta B (JB), charakterizovaná dřívějším náběhem nového jaderného zdroje, jen částečným využitím tuzemského hnědého uhlí pro výstavbu bloků 660 MW a z toho vyplývající nutností prodloužení životnosti některých tuzemských zdrojů.

•

Klasická varianta (K), charakteristická rozvojem soustavy na potřebnou bilanční úroveň zdroji na fosilní paliva a odsunem výstavby jaderných zdrojů až na vzdálené časové horizonty.

Podrobná specifikace variant je (jak již bylo uvedeno) obsahem kapitoly 5.5, v níž jsou uvedeny i podrobné výsledky ověření jejich provozovatelnosti.

únor 2009

strana 75

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

5.1

OČEKÁVANÝ STAV ZDROJŮ K ROKU 2015 A JEJICH DALŠÍ VÝVOJ

5.1.1 Jaderné elektrárny S provozem obou současných jaderných elektráren, tedy Dukovan a Temelína, se počítá po celé řešené výhledové období do roku 2040. Na JE Dukovany se předpokládá, že po roce 2015 již bude v souvislosti s modernizací navýšen výkon všech bloků na 481 MW. Existují i úvahy o ještě vyšším výkonu v případě provedení dalších technických úprav. V této studii však počítáme jen s hodnotou 481 MW, tedy s celkovým rozsahem 1 924 MW (4x 481 MW). Podstatným faktorem pro vývoj bilance soustavy je předpoklad úspěšné realizace programu dlouhodobé životnosti (program LTO), přičemž se počítá s jeho maximální realizací, která spočívá v prodloužení životnosti elektrárny na 60 let od zprovoznění, tj. přibližně do roku 2045. Tento předpoklad není nadnesený a vyplývá i z některých veřejně publikovaných technických materiálů. V případě JE Temelín se uvažuje s provozem v rozsahu 2x 1 000 MW, přičemž případné menší zvýšení výkonu v rozsahu 10 až 20 MW na blok není do budoucna vyloučeno. O harmonogramu odstávek jaderných elektráren (systém „cik-cak“) bylo pojednáno v kap. 4.4.1, zabývající se jadernými elektrárnami ve střednědobém výhledu. Pro vzdálenější etapy rozvoje soustavy se počítá s tím, že nedojde k podstatným změnám, neboť se jedná o metodu, která dovoluje maximální možné zkrácení odstávek. Výstavba nových jaderných zdrojů je záležitostí návrhu jednotlivých rozvojových variant. Bližší údaje o parametrech těchto bloků (v podmínkách rozvoje ES ČR je obecně uvažováno s bloky 1 200 MW a 1 600 MW) a o jejich zařazení do bilancí, je pojednáno v dalších kapitolách.

5.1.2 Tepelné elektrárny ČEZ Tepelné elektrárny ČEZ, jakožto nejvýznamnější část zdrojů po jaderných elektrárnách, budou v dlouhodobém výhledu skupinou s velmi výraznými změnami. Tyto zdroje s jednotkami typových řad 50/55 MW, 100/110 MW, 200/210 MW a 500 MW charakterizují následující fakta: •

Vzhledem k době, kdy byly zdroje budovány, bude v období po roce 2015 docházet k dožívání podstatných částí elektráren. Bude se to týkat především kotelního parku, ale i parních turbín. S dlouhodobou životností kotlů lze počítat jen u blokových výkonů 50/55 MW, kde došlo k úplné obnově výstavbou fluidních kotlů. V některých případech došlo i k obměnám celých turbín, u výkonové řady 200/210 MW však byly realizovány výměny jen dílčích částí, a to ještě jen na některých blocích.

•

Postupně bude docházet k dožití odsiřovacích zařízení, kde se původně počítalo s životností 15 až 20 let. Současně začnou platit přísnější limity na některé druhy emisí, přičemž již dnes se ví, že některé zdroje tyto limity nejsou schopny plnit.

•

Budou dožívat zdroje primárních paliv, především tuzemského hnědého uhlí, které je rozhodujícím palivem pro velké zdroje. Půjde o dožívání přirozené, dané vyčerpáním ložisek, ale i o nucené ukončení těžby z důvodu tzv. územně-ekologických limitů.

•

Ve vazbě na uvedené skutečnosti bude docházet na jednotlivých zdrojích k obměnám ve výrobním parku a v řadě případů i k ukončení provozu bez dnes známé náhrady. Lze tedy konstatovat, že této skupině zdrojů, na nichž leží největší objem dodávek jak silové elektřiny, tak regulačních služeb, je nutno věnovat patřičnou pozornost, která musí být podstatně větší než u jiných, zejména obnovitelných zdrojů.

U jednotlivých tepelných elektráren je možno očekávat následující vývoj: •

strana 76

Tušimice II - rozsah 4x 200 MW - na zdroji probíhá retrofit (na dvou blocích je již realizován). Výsledný rozsah zdroje (tedy 800 MW) se nezmění, ale vlivem retrofitu bude dosahovat vyšší

únor 2009

Strategické směry rozvoje ES ČR

5

účinnosti a nižších emisí. Životnost je plánována do roku 2037, a to ve vazbě na lom Libouš, z něhož je zdroj zásobován. Právě z důvodu limitovaných zbytkových zásob paliva probíhá na zdroji retrofit a nikoliv výstavba nového zdroje. •

Prunéřov II - stávající stav 5x 210 MW - zdroj bude retrofitován v návaznosti na dokončení retrofitu na zdroji Tušimice II. Rozsah retrofitu (zhruba do roku 2013) je ale omezen na tři bloky s tím, že jednotkový výkon bude zvýšen na 250 MW. Zbývající dva bloky zůstanou beze změny. Výkon zdroje po realizaci retrofitu tak bude 1 170 MW. Nové bloky budou v provozu přibližně do roku 2037 (shodný případ s elektrárnou Tušimice II - vazba na zbývající zásoby na lomu Libouš). Původní bloky zůstanou v provozu minimálně do roku 2015. Dnes však již existují názory, že bloky by mohly být ponechány v provozu déle, a to až do roku 2020 s tím, že po roce 2015 by jejich roční využití mělo být omezeno na asi 3 500 hodin ročně. V bilancích je uvažováno ve variantách JA a K s provozem původních bloků do roku 2015, ve variantě JB do roku 2020. Celkový výkon zdroje v dlouhodobém výhledu by pak byl jen 750 MW s tím, že ke změně z původní hodnoty 1170 MW dojde alternativně buď po roce 2015 nebo po roce 2020.

•

Prunéřov I - stávající stav je 4x 110 MW. Zdroj je závislý na uhlí z lomu Libouš, a proto ve vazbě na zbývající zásoby tohoto lomu, ale i s ohledem na limity emisí, se počítá s provozem jen do roku 2015, výjimečně s prodloužením do roku 2020. Zde platí stejné skutečnosti jako u elektrárny Prunéřov II (viz výše) - ve variantách JA a K se počítá s provozem do roku 2015, ve variantě JB do roku 2020, a to jen s nižším využitím kolem 3000 hodin ročně. Pak by zdroj měl být definitivně odstaven.

•

Počerady - stávající zdroj je v rozsahu 5x 200 MW. S ohledem na vazbu na dodávky hnědého uhlí z lomu Vršany jde o nejvíce kontroverzní lokalitu, přitom však s vysokým výrobním potenciálem. Situace je následující: Předpokládá se, že zdroj bude patrně do roku 2015 v provozu v tomto rozsahu a poté by mělo průběžně dojít k jeho úplné nebo alespoň částečné náhradě výstavbou jednoho nebo dvou bloků 660 MW s nadkritickými parametry (typově shodný blok s již realizovanou výstavbou v Ledvicích). Není definováno, kdo by byl provozovatelem nových bloků. Může to být jak společnost ČEZ, a. s., tak uhelná společnost (event. ve vazbě na dalšího strategického investora), případně může dojít i ke kompromisnímu řešení „půl na půl“. Realizace obnovy zdroje má ale vazby i na otázku limitů těžby na lomu ČSA. Nelze totiž vyloučit stav, kdy po neprolomení limitů by se část produkce z lomu Vršany použila pro zásobování tepláren postižených výpadkem dodávek z lomu ČSA. Jde o dříve těžko představitelné řešení (na velké vzdálenosti se vozí nízkovýhřevné uhlí), nicméně tyto úvahy již dnes existují. Uspořádání zdroje v Počeradech je proto v bilancích řešeno variantně, a to následovně:

–

Ve variantách JA a K se počítá s provozem původního zdroje do roku 2016 v plném rozsahu a následně se zprovozněním jednoho bloku 660 MW v roce 2017 a druhého bloku v roce 2018. Původní zdroj by tak v roce 2017 byl postupně rušen (v roce 2017 v provozu ještě 3 bloky, v roce 2018 již žádný původní blok).

–

Ve variantě JB se počítá s provozem původního zdroje do roku 2017 v plném rozsahu. V roce 2018 by byl zprovozněn blok 660 MW a původní zdroj by se začal odstavovat (v roce 2018 z původního zdroje dva bloky, v letech 2019 a 2020 jeden blok a od roku 2021 žádný). Druhý blok 660 MW by nebyl budován a volný objem uhlí z Vršan by se použil pro dodávky do sektoru teplárenství.

Bez ohledu na vývoj hnědouhelných bloků se v lokalitě Počerady uvažuje s výstavbou 400 MW paroplynových bloků. Tyto záměry jsou známy. V bilancích dlouhodobého rozvoje je

únor 2009

strana 77

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

s těmito záměry kalkulováno tím způsobem, že v návrhu nových zdrojů je s jednotkami tohoto typu počítáno a jsou do sestavy zařazovány, pouze se nehovoří o konkrétních lokalitách a termíny zprovoznění vycházejí z potřeb soustavy. •

Ledvice - stávající stav zdroje je 3x 110 MW. Na lokalitě se v současnosti již buduje nový blok 660 MW s nadkritickými parametry s očekávaným zprovozněním na počátku roku 2013. Po zprovoznění nového bloku dojde k odstavení stávajících bloků 2 a 3, v provozu zůstane z původního zdroje jen blok č. 4 s fluidním kotlem a výsledný stav zdroje bude 770 MW. Blok č. 4 je pak v bilancích uvažován až do roku 2030.

•

Tisová - současná skladba je 3x 57 + 1x 12.8 (Tisová I) + 1x 112 MW (Tisová II). Životnost tohoto zdroje je navázána na dostupné uhlí z lomů Sokolovské uhelné. Vzhledem k očekávanému ukončení těžby hlavního producenta - lomu Jiří - kolem roku 2025 se počítá s odstavením provozu Tisová II (112 MW) a jednoho bloku 57 MW na Tisové I. Zbývající výkon 126.8 MW by měl zůstat v provozu i nadále, a to z důvodu zajišťování potřeb teplárenství v regionu. Otázka paliva ovšem není zatím řešena (připadá v úvahu např. směs zemního plynu a biomasy).

•

Mělník II - zdroj v rozsahu 2x 110 MW - počítá se s provozem do roku 2025 a poté s úplným odstavením zdroje. Náhrada zatím není řešena, v lokalitě by teoreticky mohl být prostor např. pro paroplynový zdroj.

•

Mělník III - 1x 500 MW. V bilancích je uvažováno s provozem do roku 2016, nelze vyloučit i menší časové posuny do vzdálenějších horizontů, mezně do roku 2020.

•

Chvaletice - 4x 200 MW. Z důvodu nedostatku paliva (hnědého uhlí) ve výhledu se počítá s ukončením provozu celého zdroje mezi roky 2015 a 2020. V bilancích je tento útlum řešen stupňovitě po letech - v roce 2015 ještě celý zdroj v provozu, pak po roce vždy odstavování jednoho bloku.

•

Dětmarovice - 4x 200 MW. Jde o jediný významný černouhelný zdroj. Předpokládá se, že bude snaha zdroj zachovat v dlouhodobém provozu, mimo jiné i z důvodu vazby na dodávky tepla. K dosažení tohoto stavu bude proto potřebné kolem roku 2020 zrealizovat retrofit celého zdroje (principiálně patrně obdobná akce jako v případě Tušimic II a Prunéřova II, tedy výměna hlavních prvků, zvýšení účinnosti, odstávka zhruba na 18 měsíců).

•

Poříčí - dosud 3x 55 MW, ale vzhledem ke kotelnímu parku je možný obvyklý provoz jen dvou bloků. V bilanci je počítána účast pouze 2 bloků, a to dlouhodobě po celé řešené období, mimo jiné i z důvodu teplárenského režimu provozu. Dlouhodobý provoz je možný i s ohledem na vyměněný kotelní park v polovině 90. let (fluidní kotle). V případě neprolomení limitů na lomu ČSA bude nutné pro zdroj hledat náhradní palivo - v úvahu připadá např. směs černého uhlí z dovozu a biomasy.

•

Hodonín - stávající stav 1x 50 + 1x 55 MW. Zdroj by měl zůstat dlouhodobě v provozu. Situace je obdobná jako např. v případě Poříčí - relativně nové fluidní kotle, vazba na teplárenství, výpadek dodávek dosavadního paliva (v tomto případě místního lignitu).

•

Dvůr Králové nad Labem - teplárna s výkonem 18.3 MW, v provozu po celé období, lze předpokládat vyšší využívání biomasy.

•

Teplárna Vítkovice - stávající stav 79 MW (více menších jednotek) - zdroj je v majetku ČEZ nově v souvislosti s fúzováním s dřívější SME, předpokládá se zachování provozu, mimo jiné z důvodu vazby na průmyslovou produkci.

strana 78

únor 2009

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

Vývoj skladby tepelných elektráren ČEZ, a. s., včetně záměrů na výstavbu nových bloků, je uveden na obr. 5.1.1 pro varianty JA a K a na obr. 5.1.2 pro variantu JB. Připomínáme, že při obnově elektrárny Počerady je uvažováno s tím, že jeden z nových bloků 660 MW by budovala společnost ČEZ, a. s., a druhý blok jiný investor. Pro porovnání je však i tento druhý blok (instalovaný ve variantách JA a K) v grafu zakreslen. Obr. 5.1.1

7500

VÝVOJ INSTALOVANÝCH VÝKONŮ TEPELNÝCH ELEKTRÁREN ČEZ, a. s. varianty JA a K

varianty JA a K

7000 6500 6000

Počerady (stávající)

5500 Prunéřov I

5000

Počerady_660_II

Mělník III

(event. jiný investor)

[ MW ]

4500

3500

Počerady_660_I

Chvaletice

4000

Ledvice_660 Ledvice II a III

Mělník II

3000

Tisová II

2500

Prunéřov II

2000 Tušimice II

1500 1000

Dětmarovice

500

Hodonín

7500

2040

2039

2038

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

teplárna Vítkovice

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

Obr. 5.1.2

2019

Tisová I Poříčí + Dvůr Králové

0

VÝVOJ INSTALOVANÝCH VÝKONŮ TEPELNÝCH ELEKTRÁREN ČEZ, a. s. varianta JB

varianta JB

7000 6500 Počerady (stávající)

6000 5500

Prunéřov I

5000

Mělník III

[ MW ]

4500

3500

Počerady_660_I

Chvaletice

4000

Ledvice_660

Mělník II Tisová II

Ledvice II a III

3000 2500

Prunéřov II

2000 Tušimice II

1500 1000

Dětmarovice

500

Hodonín

2040

2039

2038

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

teplárna Vítkovice

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

únor 2009

2019

Tisová I Poříčí + Dvůr Králové

0

strana 79

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

5.1.3 Tepelné elektrárny nezávislých výrobců Tato skupina zdrojů byla popsána podrobně v kap. 4.4.3. Dále uvádíme jen nejvýznamnější skutečnosti, které se týkají dalšího vývoje této skupiny zdrojů. Očekávaný vývoj po roce 2015 lze charakterizovat v následujících bodech: •

Odhad vývoje stávajících zdrojů je podstatně náročnější než u velkých zdrojů, které jsou často pevně vázány na lokální zdroje paliva. Strategické záměry existují jen u některých, zejména těch nejvýznamnějších, nezávislých výrobců. Pro řadu menších subjektů je horizont více než 10letého výhledu velmi vzdáleným obdobím.

•

Naprostá většina zdrojů zařazených do této skupiny má teplárenský charakter provozu a nejsou tedy prostými výrobci elektřiny, kterou lze v jistém smyslu vyrobit kdekoliv a pak jen přepravit. Výroba tepla musí být vázána lokálně. Obdobné to je i v případě závodních energetik, kde jsou často i další technologické vazby (nejen dodávka tepla jako energie, ale přímo fyzický odběr páry apod.). V této skupině zdrojů je proto nutno v daleko větší míře počítat s tím, že budou v provozu i v dlouhodobém horizontu, samozřejmě s realizací průběžných modernizací, jako je výměna kotlů, turbín, realizace a obměna odsíření, případně obměna paliva.

•

Až na ty případy, kdy jsou změny ve výrobnách jmenovitě definovány, proto počítáme se zachováním základního parku tepláren a závodních energetik. Cíleně jsou rozvíjeny pouze menší zdroje využívající biomasu a obecně i tzv. malé kogenerace, využívající zemní plyn nebo bioplyn.

•

Vývoj v teplárenství a v závodní energetice bude z dlouhodobého pohledu výrazně ovlivněn dožíváním tuzemských zásob hnědého uhlí (i s ohledem na limity). Protože tato skupina zdrojů je na hnědém uhlí závislá v rozhodující míře, bude nutno přistoupit ke změně palivové základny, přičemž možností nebude mnoho - dovozové černé uhlí, zemní plyn nebo cíleně pěstovaná biomasa. Tato změna, jejíž rozsah vyplyne z palivových bilancí zpracovaných v kap. 6, je sice nevyhnutelná, ale zároveň velice nejasná.

Skupina „veřejných zdrojů“ je v bilancích mírně rozšiřována ze současných necelých 3 300 MW přes zhruba 3 550 MW v roce 2015 až na asi 3 800 MW v roce 2040. Tato hodnota respektuje nárůst v drobných zdrojích a současně zachování základní sestavy klasických teplárenských zdrojů. V případě „závodních elektráren“ počítáme v bilancích rovněž s dlouhodobým zachováním rozsahu zdrojů, a to na úrovni kolem 1 700 MW. K významnějšímu poklesu, který lze očekávat, pak dojde kolem roku 2035, kdy by měl být ukončen provoz závodního zdroje ve Vřesové, protože poté nebude k dispozici uhlí, a tudíž nebude nutná ani produkce elektřiny, která je potřebná pro provoz těžebních strojů a zpracovatelského kombinátu. V rámci skupiny nezávislých výrobců uvádíme bližší údaje k několika vybraným, nejvýznamnějším výrobním subjektům: •

strana 80

Energotrans, a. s. - elektrárna Mělník I, 352 MW, hnědouhelný zdroj s významným podílem v teplárenství. Z dlouhodobého hlediska je žádoucí zachování zdroje pro potřeby teplárenství. Lze předpokládat obnovu zařízení TG5 a TG6 (původní kondenzační stroje). Rozhodující otázkou je ovšem otázka paliva - zdroj je zhruba z jedné třetiny závislý na uhlí z lomu ČSA a v případě neprolomení limitů by dodávky tepla pro Prahu mohly být výrazně ohroženy. Použití alternativního paliva (např. dovozové černé uhlí) by vyvolalo tlak na obměnu nebo rekonstrukci kotelního parku, což bude stejně nutné z důvodu dodržení emisních limitů.

únor 2009

Strategické směry rozvoje ES ČR

5

•

International Power Opatovice, a. s. - elektrárna Opatovice, 363 MW, hnědouhelný zdroj, částečně s teplárenským režimem (zabezpečení aglomerace zhruba s 250 tisíci obyvateli). Od roku 2010 se počítá s rozšířením o 100 MW blok na spalování biomasy. Z dlouhodobého hlediska bude potřebné řešit otázku zabezpečení paliva. Problém je obdobný jako u elektrárny Mělník I, tedy možný výpadek dodávek uhlí z lomu ČSA, který je však v případě Opatovic zásadní. Rovněž v tomto případě bude nutno řešit obměnu kotelního parku, eventuálně přijmout úplně jiné řešení (např. paroplynový zdroj).

•

ECKG Kladno - elektrárna a teplárna Kladno, 371 MW - zdroj se dvěma hnědouhelnými bloky s fluidními kotli po 135 MW, spalovací špičkový zdroj 66.9 MW, teplárenský provoz na černé uhlí 34 MW. V bilancích je uvažován v tomto rozsahu, existují však záměry na výstavbu dalšího bloku, použitelného i jako náhrada za stávající teplárenskou část. Společnost provozuje i další spalovací blok 43 MW (Kladno GT). Vzhledem k tomu, že jde o nové zařízení (zprovoznění 1999), lze očekávat, že bude v provozu po celé řešené období do roku 2040.

•

Sokolovská uhelná, právní nástupce, a. s., 590 MW - paroplynový zdroj 370 MW využívající převážně energoplyn vyráběný místně z hnědého uhlí a hnědouhelný teplárenský (závodní) zdroj 220 MW. Jak již bylo zmíněno výše, po vyčerpání ložisek hnědého uhlí patrně zanikne závodní zdroj. Bude ovšem nutno řešit způsob zásobování aglomerace Karlovy Vary teplem. Paroplynový zdroj bude muset otázku paliva řešit také, neboť po skončení těžby v lomu Jiří (patrně již kolem roku 2025) nebude produkován energoplyn (uhlí z lomu Družba není vhodné) a jediným možným zdrojem paliva bude zemní plyn. To pak zřejmě postaví tento zdroj do zcela jiné role - půjde mnohem více o regulační zdroj, protože dosavadní základní zdroj paliva - tlaková plynárna - nebude k dispozici.

•

United Energy, právní nástupce, a. s. - elektrárna Komořany, 239 MW, hnědouhelný zdroj s uvažovanou částečnou obnovou výrobního parku (nový blok 160 MW), výhledově po roce 2015 výkon 315 MW. Do budoucna nelze vyloučit ani další obměnu původního zařízení, vzhledem k nedostatku paliva však nelze počítat s významnějším rozšiřováním.

•

Plzeňská teplárenská, a. s. - teplárna Plzeň, 134 MW, hnědouhelný teplárenský zdroj, do roku 2015 s navýšením výkonu o asi 11 MW - blok na biomasu. Provoz ve stávajícím rozsahu lze očekávat minimálně do roku 2025, a to opět ve vazbě na hnědé uhlí ze Sokolovska. Další osud je pak závislý na dostupnosti náhradního paliva.

•

Dalkia Česká republika, a. s. - celkem 529 MW, zahrnuje několik černouhelných převážně teplárenských zdrojů na severní Moravě (nejvýznamnější teplárna Třebovice), hnědouhelnou teplárnu Trmice a špičkový spalovací zdroj PPC Trmice. V bilancích do roku 2015 je uvažován beze změn, ale jsou známy některé záměry na obnovu nebo rozšíření stávajících zdrojů. Z dlouhodobého hlediska lze očekávat zachování rozsahu, protože teplárenské zdroje na severní Moravě jsou založeny převážně na černém uhlí a existují možnosti alespoň částečné náhrady chybějící tuzemské těžby dovozem z Polska. V případě teplárny Trmice není zásobování uhlím tak kritické, protože zdroj je zásobován z lomu Bílina s dlouhodobou životností.

•

Teplárny Brno, a. s. - celkem 180 MW, 3 lokality, z pohledu soustavy se významněji uplatňuje PPC Brno-Červený mlýn (95 MW) schopný poskytovat systémové služby. Případné změny skladby zdrojů nejsou vyloučeny, problémem je palivová základna (spalování zemního plynu jako základního paliva).

Ostatní zdroje jak veřejného, tak závodního charakteru nejsou v popisu uváděny jmenovitě, což ale nijak nesnižuje jejich význam jakožto důležitých teplárenských zdrojů (Unipetrol RPA, Plzeňská energetika, ŠKO-Energo, ArcelorMittal, Energetika Třinec, Mondi Štětí apod.)

únor 2009

strana 81

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

5.1.4 Vodní elektrárny Skupina vodních elektráren je podrobně popsána v kapitole 4.4.4 ve stavu do roku 2015. V rámci ES ČR se jedná o specifickou skupinu, která nepodléhá takovému vývoji jako tepelné elektrárny. Nedochází k jejich odstavování a na druhou stranu se nebudují žádné významné nové zdroje, protože hydrologické podmínky české krajiny neumožňují výrazně vyšší využití vodní energie. Pro úplnost rekapitulujme, že z hlediska uplatňování v soustavě rozdělujeme vodní elektrárny na tři hlavní kategorie: •

akumulační vodní elektrárny, soustředěné převážně na Vltavské kaskádě (společnost ČEZ, a. s.),

•

průtočné vodní elektrárny, rozptýlené po celém území státu, několik stovek lokalit, výkony převážně do 10 MW na lokalitě (převážně různé samostatné subjekty, významná část spadá pod společnost ČEZ Obnovitelné zdroje, s. r. o.),

•

přečerpávací vodní elektrárny, tedy zdroje využívající až na výjimky uměle vytvořený hydroenergetický potenciál (společnost ČEZ, a. s.).

Vodní elektrárny ČEZ, a. s. Skupina je popsána v kap. 4.4.4 (viz tab. 4.4.3), přičemž ani ve výhledu po roce 2015 se nepředpokládají žádné významnější změny, pouze vlivem průběžně realizovaných rekonstrukcí dojde lokálně ke zlepšení účinnosti, což se může projevit buď vyšším výkonem nebo při zachovaném výkonu navýšením zabezpečených výrob. V bilancích je uvažováno s výrobou akumulačních vodních elektráren na úrovni 50% zabezpečenosti, což představuje roční hodnotu kolem 950 GWh. Výroba z PVE je výsledkem modelového uplatnění při vykrývání zatížení a není kalkulována předem, navíc část výkonu je rezervována na krytí dynamických služeb. Vodní elektrárny ostatních výrobců Jedná se řádově o stovky lokálních zdrojů rozmístěných po celém území České republiky s výkony od jednotek kW až po zdroje s výkonem větším než 1 MW (zdrojů nad 1 MW je zhruba 50, až na výjimky jsou do 10 MW). Celkový instalovaný výkon této skupiny je v současnosti kolem 330 MW a roční výroba asi 1.1 TWh. Z dlouhodobého pohledu lze očekávat drobné přírůstky v instalacích malých zdrojů (bez konkrétní lokalizace). Tento trend je předpokládán ve výši 2 MW ročně, takže do roku 2040 by celkový instalovaný výkon mohl dosáhnout hodnoty asi 390 MW a roční výroba asi 1.35 TWh. Z hlediska využívání přirozeného hydroenergetického potenciálu tedy nelze v podmínkách České republiky počítat s vyšší výrobou vodních elektráren než 2.3 TWh (rozumí se výroba na úrovni 50% zabezpečenosti, na které je nutno stavět bilance, lokální výkyvy podle vodnosti v daném roce samozřejmě nejsou vyloučeny). Závěrem je potřebné připomenout ještě jednu podstatnou záležitost. Z hlediska přírodních zdrojů soustava nemá volný potenciál, avšak v české krajině jsou vhodné lokality pro výstavbu přečerpávacích vodních elektráren. I když ve výhledu není v řešení jmenovitě uváděna a bilancována žádná nová PVE, výsledky analýz ukazují, že bude existovat poptávka po regulačních službách a případná výstavba nových PVE by mohla být pro takovou situaci řešením. Některé regulační služby sice lze zajistit např. rychlými spalovacími jednotkami, ty však potřebují pro svůj provoz ekonomicky nevýhodný zemní plyn. Lze proto předpokládat, že výstavba dalších PVE je pro soustavu určitým řešením. Některé záměry pro takové akce se již objevily, byť zatím v neoficiální rovině.

strana 82

únor 2009

Strategické směry rozvoje ES ČR

5.2

5

STANOVENÍ ÚLOHY OBNOVITELNÝCH ZDROJŮ

Obnovitelné zdroje energie (OZE) mají v rámci celého komplexu energetiky, tj. nejenom v oblasti získávání elektrické energie, své specifické postavení. Pokud jde o význam samotného pojmu, chápou se pod ním takové energetické zdroje, jejichž schopnost produkovat energii se obnovuje v historicky krátké době. V tomto kontextu tedy není zcela namístě ztotožňovat pojem zdrojů obnovitelných s pojmem „přírodní zdroje“, protože jimi jsou i fosilní paliva, jejichž obnovitelnost však není záležitostí krátké doby. Mezi obnovitelné zdroje, které jsou alespoň teoreticky v podmínkách České republiky uplatnitelné, řadíme: •

vodní energii,

•

větrnou energii,

•

solární energii,

•

geotermální energii,

•

biomasu a bioplyn.

Každý z druhů OZE má určité charakteristické rysy, které předurčují způsob a možnosti jejich využívání. Pro OZE lze obecně konstatovat: •

Jedná se o plošně rozptýlené zdroje, jejich energie tedy není koncentrována na malé ploše jako u klasických zdrojů.

•

Celkově mají relativně malou plošnou výtěžnost.

•

Z celosvětového pohledu jsou rozděleny nerovnoměrně, určité oblasti jsou charakteristické výrazně vyšší dostupností konkrétního druhu OZE ve srovnání s jinými oblastmi.

•

Některé druhy OZE mají vysoký potenciál možné produkce energie, ale její získávání není technicky dostatečně zvládnuto. Platí proto, že při posuzování OZE je nutno důrazně rozlišovat mezi teoretickými potenciály a skutečnými možnostmi jejich uplatnění.

•

Obecně platí, že OZE mají nevhodnou energetickou bilanci ve vztahu mezi energií potřebnou na výrobu příslušných energetických zařízení a celkovou energií, kterou jsou tato zařízení za dobu své životnosti, při konkrétních přírodních podmínkách, schopna dodat.

•

Instalace energetických zdrojů využívajících OZE je finančně náročná a většinou se neobejde bez finanční podpory realizované jak formou přímé dotace na výstavbu, tak formou stanovení minimálních výkupních cen za elektřinu jimi vyprodukovanou.

•

Produkce elektřiny z OZE je závislá na přírodních podmínkách a soustava musí obvykle přijímat dodaný elektrický výkon v čase a velikosti odpovídající těmto podmínkám. Charakter proměnnosti je ovšem různý - u solárních zařízení může být velmi prudký (náhlá změna oblačnosti), u větrných zdrojů při přechodu front může jít o změny v řádu desítek minut až hodin, v případě vodních zdrojů jde spíše o změny v řádu dnů a biomasa se v jistém smyslu chová jako fosilní paliva - při možnosti skladování se pak chová jako klasický zdroj.

•

Proměnnost a nahodilost energie vyrobené z OZE znamená, že nemohou být rovnocennou náhradou klasických zdrojů, protože v případě nevhodných přírodních podmínek, a tím neschopnosti OZE vyrábět elektřinu, musí existovat záložní zdroje. Vedle záložních zdrojů, tj. zdrojů vyrábějících elektřinu jako takovou v případě nemožnosti provozovat OZE, musí existovat i více zdrojů regulačních, které vykrývají nepravidelnosti provozu OZE (typické zejména u větrných zdrojů a v případě fotovoltaiky).

únor 2009

strana 83

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

•

Vzhledem k rozptýlení výroby s ohledem na místa vhodná pro instalaci zdrojů využívajících OZE bývá mnohdy problém s jejich připojováním do elektrických sítí. Omezení jsou způsobena nedostatečnou přenosovou kapacitou, a to zejména distribučních sítí. S provozem OZE jsou spojeny i další technické problémy.

V reálných podmínkách České republiky existuje teoretická možnost využívat většinu druhů OZE. Jejich využitelnost je ovšem rozdílná. V úvahách o dlouhodobém rozvoji zdrojů se budeme věnovat těm druhům OZE, které v podmínkách ES ČR mají zatím nevyužitý potenciál, a to větrné, solární a geotermální energii a dále možnostem využití biomasy a bioplynu. Pokud jde o vodní energii, jedná se o zdroj, kterému jsme se věnovali podrobněji v kapitole 4.4. Podstatnou odlišností od všech ostatních druhů OZE je to, že hydroenergetický potenciál je v podmínkách České republiky převážně vyčerpán a mnoho dalších možností již neposkytuje. Menší přírůstky jsou však v dlouhodobém výhledu zohledněny. Je důležité připomenout, že na jedné straně existují názory na velikost přírodního potenciálu OZE a na straně druhé reálné možnosti jeho využití. Pro uplatnění v dlouhodobých bilancích se řešitelé snažili o střízlivé odhady velikosti a možné produkce těchto zdrojů. Tyto odhady, použité v bilancích soustavy, proto zdaleka nemusí korespondovat s jinými informačními prameny, v nichž jsou v některých případech uváděny i výrazně vyšší hodnoty. Souhrnné údaje o instalovaných výkonech v obnovitelných zdrojích jsou uvedeny v tabulkách v kapitole 5.5. Vzhledem k neměnnosti OZE mezi variantami navzájem jsou údaje o OZE v tabulkách jednotlivých variant shodné. Některé další údaje o OZE, které jsou podstatné zejména v souvislosti s jejich zapojením do elektrických sítí, jsou uvedeny v kapitole 7.

5.2.1 Větrná energetika Legislativní rámec Národní legislativa vytváří podmínky pro uplatnění OZE s ohledem na požadavky Evropské unie na využívání OZE při výrobě elektřiny, které jsou dány konkrétně stanoveným podílem na výrobě ES. Vedle ustanovení samotného energetického zákona (povinnost přednostního připojování, povinný výkup elektřiny z OZE) je tato podpora realizována formou výkupních cen, které stanovuje závazně Energetický regulační úřad, a to vždy pro Tab. 5.2.1 VÝKUPNÍ CENY ELEKTŘINY Z VTE kalendářní rok. Ceny jsou stanoveny buď jako čistý výkup, kdy distributor vykoupí Výkupní Zelený celou produkci elektřiny a dodavatel cena bonus Zprovozněno v období obdrží pevnou částku, nebo jako Kč / MWh Kč / MWh příplatek (tzv. zelený bonus). V případě Po 1. 1. 2009 2 340 1 630 uplatnění tzv. zeleného bonusu si musí 1.1.2008 - 31.12.2008 2 550 1 840 dodavatel sám vybrat subjekt, který 1.1.2007 - 31.12.2007 2 620 1 910 elektřinu vykoupí, a sjednat si s ním 1.1.2006 - 31.12.2006 2 670 1 960 vlastní výkupní cenu. Distributor mu pak 1.1.2005 - 31.12.2005 2 930 2 220 uhradí příplatek, samotnou cenu za 1.1.2004 - 31.12.2004 3 070 2 360 výkup mu uhradí odběratel. Záleží jen na Do 1. 1. 2004 3 410 2 700 dodavateli, zda najde odběratele, který je ochoten mu za vykoupenou elektřinu zaplatit více, než činí rozdíl mezi výkupní cenou a zeleným bonusem. Tento princip je obdobný i u jiných druhů OZE. Ceny platné pro rok 2009 jsou uvedeny v tab. 5.2.1. Výkupní cena zohledňuje, kdy byl zdroj uveden do provozu. Čím později, tím je výkupní cena nižší, neboť se má za to, že investiční náklady se s rozvojem technologií snižují a roční využití zvyšuje.

strana 84

únor 2009

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

Odhad potenciálu větru v podmínkách ČR Energeticky využitelný potenciál větru závisí na klimatických a geografických poměrech příslušného regionu. Při jeho odhadech na území ČR se vychází především z dlouhodobých měření a větrných map. Na základě odborné studie Ústavu fyziky atmosféry AV ČR se odhaduje, že teoreticky možný realizovatelný potenciál větrné energie v ČR představuje s počtem 1 260 instalovaných věží celkový instalovaný výkon 2 750 MW a roční výrobu cca 6 000 GWh. Tato výroba odpovídá ročnímu využití instalovaného výkonu asi 2 200 hodin, což je vyšší hodnota, než je zatím reálně dosahováno. Požadavky investorů na připojení do sítí Jak již bylo zdůrazněno, jednou veličinou je teoretický potenciál, druhou záležitostí jsou reálné možnosti jeho využití. Ty jsou ovlivněny nejen technickými hledisky (např. dostupnost terénu pro vybudování věží), ale i možnostmi připojení do sítí, schopností získat investiční podporu a splnit technické podmínky. V neposlední řadě hrají roli omezení legislativní, především postoje místních a krajských samospráv včetně posouzení dopadu provozu zdroje na životní prostředí (tzv. EIA). Potenciální investoři to vše musí respektovat. Celý investiční proces obvykle začíná požadavkem na připojení do sítí, protože zájemců je mnoho a rozhoduje pořadí podání žádosti. Proto počet potenciálních investorů a velikost požadavků na připojení výkonu neustále roste. Na obr. 5.2.1 je uveden růst požadavků na připojení do sítí tak, jak se vyvíjel v čase. Nejde o kapacitu VTE v jednotlivých letech, ale o objem výkonu, který v těchto letech požadovali investoři k připojení. Obr. 5.2.1 VÝVOJ POŽADAVKŮ NA PŘIPOJENÍ VĚTRNÝCH ELEKTRÁREN DO ES ČR

?

Pinst VTE [MW]

1800 1700

1622 MW

1600 1500 1400

1300 MW

1300 1200

1150 MW

1100

1050 MW

1000

900 MW

900 700 600

Nárůst na 270 % vůči požadavkům z roku 2001

740 MW

800

100%

600 MW

500 400 300 200 Rok oznámení požadavků

100 2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

Podle podkladů PD S a PPS zpracovaných v EGÚ Brno, a.s. - do 01/2008

Podle současných názorů se s největším růstem instalací větrných elektráren počítá v období do roku 2015, přitom nejstrmější nárůst se očekává v období let 2009 až 2012. Po roce 2015 už bude nárůst výkonů menší a jeho podstatou bude mimo jiné navyšování výkonu po dožití a výměně technologie (tzv. repowering). Lze očekávat i nárůst jednotkových výkonů. Zatímco v současnosti jsou standardem 1 až 2 MW věže, do budoucna se počítá (alespoň v podmínkách české krajiny) s typovou velikostí 3 MW, která je podmíněna výstavbou věží s výškou kolem 150 m. Ve vyšších polohách nad povrchem země je totiž výraznější proudění, čemuž odpovídá i vyšší využití instalovaného výkonu. S výškami věží nad tuto hranici lze ovšem jen těžko počítat, a proto i růst jednotkových výkonů nebude neomezený.

únor 2009

strana 85

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

Připojování stále větších výkonů bude klást rostoucí požadavky na připojování do sítí. Rozhodující podíl výkonu VTE bude patrně instalován v tzv. větrných parcích. Tento systém výstavby bude vyžadovat stále častěji připojení výkonu do sítí 110 kV a výhledově i do přenosové soustavy. Problémem je skutečnost, že mnoho lokalit vhodných pro výstavbu VTE je v odlehlejších oblastech (Nízký Jeseník, Oderské vrchy, Krušné hory), kde bude nutno budovat i zcela nová vedení 110 kV, určená cíleně pro připojení větrných parků, a to včetně příslušné transformace. Pro lepší využití technických, ale i investičních prostředků bude patrně docházet k tomu, že investoři se budou spolupodílet na infrastruktuře spojené s jejich připojením, např. formou společné investice na výstavbu příslušné transformace. Stav větrných elektráren a jejich očekávaný rozvoj Současné větrné elektrárny v ČR disponují výkonem kolem 150 MW. Největší instalací VTE je větrný park Kryštofovy Hamry na planině Krušných hor poblíž přehradní nádrže Písečnice. Výkon tohoto prvního větrného parku je 42 MW (21 věží po 2 MW). Současně se jedná o první případ vyvedení výkonu do vlastní rozvodny 110 kV. Ostatní větrné elektrárny jsou buď samostatné, nebo jde o uskupení 2 až 3 věží na jedné lokalitě. Další vývoj celkového instalovaného výkonu odhadují zpracovatelé této studie na podkladě známého teoretického potenciálu, znalosti požadavků na připojení a znalosti problematiky spojené s výstavbou VTE. Výsledkem tohoto odhadu je rozvojová křivka uvedená na obr. 5.2.2. Obr. 5.2.2

PRAVDĚPODOBNÝ VÝVOJ INSTALOVANÉHO VÝKONU VĚTRNÝCH ELEKTRÁREN DO ROKU 2025 (v dalších letech již beze změn)

2800 2600 2400

Odhad využitelného energetického potenciálu větru v ČR - 2750 MW Scénář podle investorů - požadavky na připojení k DS i PS

2200 2000

Pinst [ MW ]

1800 1600 1400 1143

1095

1200 950

1000 800

800 550

600 350

400 200

1285

1218

983

1017 1049

1111

1179

1240

1359 1316

1390

Pravděpodobný vývoj výstavby větrných elektráren v ES ČR (použitý scénář)

114 140 33

53

Očekávaný výkon VTE vyvedený do přenosové soustavy

0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 [ rok ]

Z obrázku vyplývá, že registrované požadavky investorů, znázorněné modrou křivkou, jsou stále vysoko nad červenou křivkou, která představuje pravděpodobný scénář rozvoje VTE. Tento scénář je použit při řešení dlouhodobých bilancí. Graf je uveden do roku 2025, protože v tomto období se počítá s „nasycením“ rozvoje, přičemž v dalších letech by se výkon již neměl měnit. Obrázek dokumentuje již zmíněný strmý nárůst výstavby v období 2009 až 2013. Ilustrativně je uveden i očekávaný vývoj výkonu VTE připojeného do přenosové soustavy.

strana 86

únor 2009

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

Při nasazování VTE do provozu se v bilancích počítá s využitím instalovaného výkonu celé skupiny na úrovni 2 000 hodin ročně. Průběhy výroby VTE jsou stanoveny na základě vlastního modelu, který počítá s četnostmi výskytu větru v jednotlivých oblastech, zohledňuje statistiku i faktor náhodnosti.

5.2.2 Solární energetika (fotovoltaické zdroje) Pod pojmem solární energetika lze chápat více druhů technologií. V zásadě lze říci, že využití solární energie je možné dvěma způsoby - buď využitím tepla vyvinutého slunečním zářením, nebo přímou přeměnou sluneční energie v elektrickou. První způsob využití - prostřednictvím tepla - je dnes běžně využíván formou solárních kolektorů pro ohřev oběhové vody do topných systémů nebo pro přípravu TUV. Nejde však o výrobu elektřiny. Ta je teoreticky možná, s takovým využitím se však u nás nepočítá - jde o způsob koncentrace slunečního záření do malého prostoru, ohřev vody a vývin páry a využití klasického parního oběhu. Experimentální zařízení tohoto druhu v Evropě existují, ale zatím nejde o energetické využití. Druhým způsobem využití sluneční energie je formou fotovoltaických článků. Přímá přeměna v elektrickou energii vyžaduje rozsáhlé plochy fotovoltaických článků, vysokou energetickou i materiálovou náročnost na výrobu (čistý křemík) a nutnost použití střídačů, aby bylo možné stejnosměrné napětí článků přeměnit na střídavý proud. Při všech těchto nevýhodách je skutečností, že roste počet instalací fotovoltaických elektráren (FVE) a enormně roste zejména počet záměrů. Na rozdíl od jiných, zejména klasických technologií, jde o plošně značně rozptýlenou výrobu, a to i ve srovnání např. s VTE, kde je výkon koncentrován alespoň do 1 - 3 MW jednotek. V případě FVE však půjde mnohdy o instalace řádu jednotek až desítek kW. Zdroje o velikosti 1 MW již vyžadují plochu řádu hektarů. Podobně jako v případě VTE je i u FVE uplatňována podpora formou výkupních cen. Hodnoty jsou uvedeny v tab. 5.2.2. Konstrukce ceny je shodná s tím, co bylo řečeno v případě Tab. 5.2.2 VÝKUPNÍ CENY ELEKTŘINY Z FVE VTE. Podstatným rozdílem jsou však Výkupní Zelený absolutní hodnoty výkupních cen. Jsou cena bonus Zprovozněno v období mimořádně vysoké - např. při srovnání Kč / MWh Kč / MWh s instalací VTE, realizovanou v roce 2009, Po 1. 1. 2009 do 30 kW 12 890 11 910 je výkupní cena asi 5.5x vyšší. To činí Po 1. 1. 2009 nad 30 kW 12 790 11 810 z FVE velice lukrativní záležitost, která 1.1.2008 - 31.12.2008 13 730 12 750 1.1.2006 - 31.12.2007 14 080 13 100 zcela zjevně stojí za vysokým zájmem Do 1. 1. 2006 6 710 5 730 o instalace FVE, což dokládají i informace od provozovatelů distribučních sítí. Pro uplatnění FVE v dlouhodobém rozvoji byl ze strany řešitelů navržen scénář patrný z obr. 5.2.3. Je zřejmé, že odhad vývoje instalovaných výkonů v této naprosto neprobádané oblasti je mimořádně náročný a je zatížen značnou chybou. Nicméně pro potřeby řešení je nutno definovat konkrétní hodnoty. Při úvahách se vycházelo z následujících předpokladů: •

V současnosti je celkový instalovaný výkon FVE v ČR jen v řádu desítek MW.

•

Do roku 2015 bude ve FVE přibývat asi 20 MW instalovaného elektrického výkonu ročně. Jde o průměrnou hodnotu nárůstu, meziroční výkyvy nejsou vyloučeny.

•

Poté se uplatní modernější technologie, umožňující lepší využití primární energie ze slunečního záření.

•

Nárůst instalací bude výrazně vyšší, a to asi 80 MW každý rok.

únor 2009

strana 87

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

•

Do roku 2040, jakožto koncového roku řešeného období, dosáhne instalovaný výkon ve FVE, při dodržení výše uvedeného tempa přírůstků, hodnoty asi 2 200 MW.

•

Využití FVE je počítáno na úrovni 1 000 hodin ročně.

Stejně jako v případě VTE je i u fotovoltaických zdrojů významným faktorem náhodnost dostupnosti primárního zdroje. Proto i v tomto případě byl uplatněn samostatný model k vytvoření možného průběhu výroby FVE. Kromě statistických hodnot svitu a faktoru náhodnosti se do provozu promítá samozřejmě i chod slunce po obloze v poměrech den-noc a v poměrech léto-zima. To vše pak činí z dodávky FVE průběh, který je z hlediska soustavy naprosto neřiditelný a také těžko predikovatelný (snad jen s jedinou jistotou, že v noci FVE nefungují). Tento charakter provozu vyvolává zvýšené požadavky na regulace, které bude nutno zabezpečit, a to nejen pomocí klasických regulačních zdrojů, ale i jinými, dnes průmyslově nedostupnými technologiemi (např. akumulace formou výroby vodíku). Obr. 5.2.3

SCÉNÁŘ ROZVOJE FOTOVOLTAICKÝCH ZDROJŮ POUŽITÝ V DLOUHODOBÝCH BILANCÍCH

2200 2000 1800 1600

[ MW ]

1400

Oblast rychlejšího rozvoje FVE, podmíněná výraznějším posilováním sítí.

1200 1000

Oblast pomalejšího rozvoje FVE a oblast naplnění kapacity sítí při připojování všech druhů OZE.

800 600 400 200

2040

2039

2038

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

0

[ rok ]

5.2.3 Geotermální zdroje Geotermální zdroje jsou v podmínkách české energetiky v podstatě dosud neznámou záležitostí. Prvním pokusem o využití tohoto druhu energie je experimentální vrt v Litoměřicích, který byl již částečně realizován, zatím však bez dalšího pokračování. Je nutno zdůraznit, že princip výroby elektřiny pomocí geotermální energie je sice jednoduchý, komplikovaná a ekonomicky náročná je však jeho realizace. Pro provoz tohoto typu zdrojů je optimální teplota 180 oC, která se v našich geologických podmínkách nachází až v hloubce okolo 5 km. Potenciální lokality se vyskytují například v Podkrušnohoří, Polabí a na severovýchodě Moravy a Slezska. Teplo pomocí horké vody lze získávat jen využitím tepla suchých hornin. Principem je vytvoření podzemního výměníku tepla. Hlavním vrtem se nejprve pod velkým tlakem vžene do podzemí dávka vody, která rozšíří v hornině drobné trhlinky tak, aby se zvětšila její propustnost. Pomocí seismických měření je nutno následně zjistit, kde se nachází nejhustší síť trhlin a do těchto míst, většinou ve vzdálenosti několika set metrů od hlavního vrtu, provést další hlubinné vrty. Pak je již nutno jen spoléhat na to, že studená voda, napumpovaná do hlavního vrtu, pronikne trhlinami k postranním vrtům a cestou se dostatečně ohřeje.

strana 88

únor 2009

Strategické směry rozvoje ES ČR

5

Pokusy získávat teplo ze suchých hornin probíhají v řadě zemí (USA, Anglie, Japonsko) již od osmdesátých let minulého století, avšak zatím jen v německém Soultzu dokázali projekt dovést do podoby geotermální elektrárny s výkonem 1.5 MW. Problémem této technologie je i zajištění dostatečné teploty odebírané vody (minimálně 85 oC), a to nejméně po dobu 20 až 30 let, tj. dobu životnosti elektrárny. Hornina v „podzemním výměníku“ se totiž trvalým vháněním studené vody ochlazuje, a proto musí být na dně vrtu teplota alespoň 150 oC. Jak již bylo uvedeno, takové teploty se v geologických podmínkách ČR vyskytují v hloubkách až okolo 5 km, což představuje hranici dostupnosti pro vrtné soupravy. Některé studie uvádí neuvěřitelně vysoký technický a dostupný potenciál geotermální energie v ČR (dostupný elektrický výkon energie ze suchého tepla hornin 3 400 MW a možnou výrobu elektřiny 23 TWh/rok), což představuje asi 20 % současné výše instalovaného výkonu ES. Tyto údaje lze považovat za velmi málo reálné, neboť řádově stovky 5 km vrtů nelze do roku 2050 uskutečnit. Způsob využívání geotermální energie z až pětikilometrových vrtů je označován jako HDR (Hot Dry Rock). Vzhledem k poměrně nízké teplotě ohřáté vody je využití tepla na výrobu elektřiny a dodávkového tepla přibližně v poměru 1:10 (používal by se např. tzv. ORC - Organický Rankinův Cyklus), a proto by bylo vhodné tyto zdroje využívat tam, kde by byla možnost uplatnit teplo v teplárenských systémech. Využití geotermálních zdrojů v rámci ES ČR zatím předpokládáme jako málo reálné. V dlouhodobých bilancích je použit scénář, v němž první významnější energetické uplatnění geotermálních elektráren (GTE) by připadalo v úvahu kolem roku 2020 s tím, že by ročně mohly být realizovány maximálně dva vrty a elektrický výkon by mohl přibývat tempem asi 10 MW ročně. Do roku 2040 by tak dosáhl maximálně 200 MW s roční výrobou asi 1.2 TWh. Jde tedy o vysoké využití, přitom by musel být zaručen odbyt tepla v základním pásmu spotřeby. Z provozního hlediska by tedy geotermální zdroje neměly, na rozdíl od větrných a fotovoltaických elektráren, mít na soustavu negativní vliv, vyplývající z nepredikovatelné proměnnosti dodávky elektřiny. Přestože v současnosti nejsou u nás geotermální zdroje provozovány, existuje stejně jako u ostatních druhů OZE podpora pro výkup elektřiny. Pro rok 2009 je výkupní cena 4 500 Kč/MWh, při zeleném bonusu 3 140 Kč/MWh.

5.2.4 Biomasa a bioplyn Biomasa a bioplyn jsou posledními z popisovaných obnovitelných zdrojů. Z pohledu uplatnění v soustavě jsou však zdrojem, který na rozdíl od jiných druhů OZE nevyvolává negativní vlivy na provoz soustavy z titulu nepředvídatelné nepravidelnosti dodávky. Je totiž možné je skladovat a využívat podobně jako fosilní paliva. Jedná se v zásadě o stejnou koncepci technologie jako je spalování fosilních paliv (biomasa jako ekvivalent uhlí, bioplyn jako ekvivalent zemního plynu). Odlišností od fosilních paliv je vyšší náročnost na přepravu, a proto je obecně žádoucí, aby tato paliva byla spalována relativně blízko místa své produkce. Např. masový svoz biomasy z rozsáhlého území by enormně zatěžoval životní prostředí exhalacemi z výfukových zplodin nákladních aut a navíc by zásadně narušoval energetickou bilanci (svoz obnovitelného zdroje primární energie vyžaduje nezanedbatelnou spotřebu jiného primárního zdroje). Biomasu jako energetický zdroj lze charakterizovat následovně: •

Je považována za obnovitelný zdroj, tedy obnovující se v historicky krátké době, i když tato doba je výrazně odlišná od ostatních OZE jako vítr, voda nebo sluneční energie (vegetační cyklus několika let). Na rozdíl od fosilních paliv je příznivá z hlediska CO2.

únor 2009

strana 89

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

•

Jde o plošně rozmístěnou surovinu s nároky na svoz - otázka manipulace i spotřeby paliva pro dopravu. Je proto vhodné, aby zdroje spalující biomasu byly umístěny spíše v místě její produkce.

•

Biomasa je vhodná ke spalování v menších energetických zdrojích - zejména ve výtopnách a menších teplárnách. Není příliš reálné, že by masově mohly být budovány větší zdroje na biomasu. Spíše je pravděpodobné, že se výrazněji uplatní tzv. spoluspalování biomasy, kdy základním palivem je uhlí a biomasa tvoří jen určitý podíl. U nově budovaných zdrojů se počítá s tím, že budou moci spalovat i 100 % biomasy. Reálné využívání ovšem bude takové, že výlučné spalování biomasy bude probíhat např. jen sezónně (v době lepší dostupnosti biomasy), v ostatních částech roku bude použito jen jako doplňkové palivo.

Bioplyn je poněkud odlišný druh energetického zdroje. Obecně platí, že jeho využívání z pohledu celkového objemu vyrobené energie je nižší než u biomasy. Problémem je rovněž skladování a doprava. Zatímco biomasu lze transportovat a skládkovat (byť asi hůře než např. uhlí), bioplyn je možné jímat, ale není pravděpodobně reálné, že by mohl být ve větším rozsahu přepravován. To pak znamená, že bioplyn bude využíván spíše lokálně, tj. že spalovací jednotky musí být blízko bioplynové stanice. Vzhledem k tomu, že jde často o kogenerační jednotky, musel by být zajištěn i odpovídající odběr tepla. Protože ale bioplynové stanice jsou budovány převážně ve venkovských oblastech, může být s odběrem tepla problém. Tyto faktory v jistém smyslu omezují konečné energetické využití bioplynu. Bioplyn je produkován v bioplynových stanicích následujících typů: •

bioplynové stanice na komunálních čistírnách odpadních vod (ČOV),

•

bioplynové stanice na průmyslových ČOV,

•

bioplynové stanice zemědělské,

•

skládky komunálního odpadu.

Využívání bioplynu může být obecně perspektivním energetickým zdrojem doplňkového rozsahu, ale je nutno pro to vytvářet vhodné podmínky. Např. v případě zemědělských bioplynových stanic budovat kogenerační jednotky s tím, že obyvatelé v obci přejdou na centralizované vytápění z místního zdroje. Takové projekty existují, ale je nutno si uvědomit, že v českých podmínkách to ještě není obvyklé. Navíc musí být zajištěna záloha pro případ výpadku bioplynové stanice (např. zemní plyn). Druhou možností uplatnění bioplynu může být jeho dodávka do veřejné plynárenské sítě. To je rovněž teoreticky možné, ale vyžaduje to systémy čištění a musel by se vyřešit i rozdíl výhřevností. Dosavadní využívání biomasy a bioplynu v podmínkách ES ČR je patrné z tabulky 5.2.3, která uvádí výrobu elektřiny z jednotlivých kategorií biomasy a bioplynu v letech 2003 až 2007 a podíly těchto výrob na tuzemské brutto spotřebě (údaj sledovaný ze strany EU) a na brutto výrobě. Pro srovnání je uvedena i výroba z ostatních druhů OZE. Z tabulky vyplývá, že např. v roce 2007 tvořila produkce elektřiny z biomasy a bioplynů asi třetinu celkové produkce OZE. To je dáno tím, že v podmínkách České republiky je rozhodujícím obnovitelným zdrojem vodní energie. Protože výroba vodních elektráren v závislosti na vodnosti výrazně kolísá, má výrazně proměnný charakter i koeficient podílu výroby z OZE na tuzemské brutto spotřebě. Produkce výroby z biomasy a bioplynů průběžně roste. Předběžné výsledky za rok 2008 ukazují, že výroba v biomase bude opět vyšší (asi 1 230 GWh), výroba z bioplynu srovnatelná. Z údajů v tabulce je zřejmé, že bude patrně nereálné dosáhnout v roce 2010 potřebného podílu výroby elektřiny z OZE. Ten byl stanoven na 8 %. Lze však optimisticky očekávat, že za rok 2008 (podle údajů za 1. až 11. měsíc) bude tento podíl vyšší než v roce 2007.

strana 90

únor 2009

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

Tab. 5.2.3

VÝROBA ELEKTŘINY Z BIOMASY A BIOPLYNU A JEJÍ UPLATNĚNÍ V ES ČR

Výroba elektřiny podle primárního zdroje - statistika [ GWh ]

2004

2005

2006

2007

265.3 275.8 20.8 2.6 0.0 564.5 63.6 2.0 7.1 66.1 138.8

222.5 279.6 53.7 4.4 0.0 560.3 71.4 2.9 8.2 78.3 160.9

272.7 350.0 84.5 23.9 0.0 731.1 67.7 2.1 19.2 86.9 175.8

427.5 474.6 26.4 39.2 0.3 968.1 70.9 3.3 43.2 97.8 215.2

Ostatní druhy OZE

1 397.0

2 039.6

2 412.4

2 611.9

2 228.8

Tuzemská brutto spotřeba [GWh] Výroba elektřiny [GWh]

66 992 83 205

68 616 84 333

69 945 82 579

71 730 84 361

72 045 88 198

0.56 0.45 0.16 0.13 2.80 2.26

0.82 0.67 0.20 0.16 4.00 3.25

0.80 0.68 0.23 0.19 4.48 3.79

1.02 0.87 0.25 0.21 4.91 4.17

1.34 1.10 0.30 0.24 4.74 3.87

Biomasa

82.8 290.2 0.0 0.0 0.0 373.0 55.8 0.0 6.5 45.5 107.9

Bioplyny

Štěpka apod. Celulózové výluhy Rostlinné materiály Pelety a brikety Ostatní biomasa Biomasa celkem Komunální ČOV Průmyslové ČOV Bioplynové stanice Skládkový plyn Bioplyn celkem

2003

Podíl elektřiny na tuzemské brutto spotřebě [ % ] z biomasy na výrobě elektřiny [ % ] Podíl elektřiny na tuzemské brutto spotřebě [ % ] z bioplynů na výrobě elektřiny [ % ] Podíl elektřiny na tuzemské brutto spotřebě [ % ] z OZE celkem na výrobě elektřiny [ % ]

Současný stav a výhled ve využívání biomasy pro výrobu elektřiny V současnosti je biomasa využívána především v závodní energetice, a to v návaznosti na dřevozpracující a papírenský průmysl, kde je využívána jako hlavní výrobní surovina (např. Biocel Paskov nebo Mondi Štětí). To vyplývá i z údajů uvedených v tabulce 5.2.3. Dalším způsobem jejího využívání je spoluspalování s fosilními palivy ve zdrojích, vybavených fluidními kotli. To probíhá např. v elektrárnách s blokovými výkony řady 50/55 MW (Hodonín, Poříčí, Tisová I), v teplárnách např. v Plzni, Trmicích, Zlíně nebo ŠKO-Energo v Mladé Boleslavi. Přitom je potřebné upozornit na skutečnost, že někdy jsou nesprávně interpretovány údaje o instalovaném výkonu zdrojů na biomasu. V některých pramenech jsou takové zdroje uváděny do bilance plným instalovaným výkonem, i když podíl biomasy v primárním palivu je jen pár procent. V dlouhodobých bilancích je naopak použit princip, kdy instalovaný výkon je počítán jen na úrovni podílu biomasy v primárním palivu. Zdroj o výkonu 150 MW s 10% podílem biomasy je započten jen 15 MW. V dlouhodobém výhledu jsou zdroje na biomasu v bilancích pojímány následovně: •

I nadále se uvažuje se spalováním biomasy a průmyslových produktů v závodních elektrárnách vázaných na papírenský a dřevozpracující průmysl (např. Mondi Štětí, Biocel Paskov apod.), a to v rozsahu obdobném jako v současnosti. Tyto zdroje dnes vytvářejí největší podíl na výrobě elektřiny z biomasy.

•

Spoluspalování biomasy a hnědého uhlí bude probíhat ve významných zdrojích s podílem teplárenské výroby, kde jsou instalovány fluidní kotle (zdroje Tisová I, Poříčí, Hodonín, Ledvice bl. 4, teplárna Plzeň, teplárna Trmice). Podíly biomasy se zde pohybují mezi 5 až 20 % primárního paliva. Mezi jednotlivými roky dochází k významným změnám hodnoty tohoto podílu.

•

V elektrárně Opatovice by měl být zprovozněn 100 MW blok s tzv. biokotlem. Jedná se v tuto chvíli o rozsahem elektrického výkonu největší investici v ES ČR. Tento blok je projektován až

únor 2009

strana 91

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

na 100% spalování biomasy, i když se předpokládá částečný podíl hnědého uhlí. V bilancích je uvažováno s jeho provozem koncem roku 2010. •

V teplárně Plzeň by měl být zprovozněn 10 MW blok (rovněž výlučně na biomasu).

•

Počítá se s drobnými přírůstky v instalovaných výkonech zdrojů na biomasu v průběhu celého řešeného období. Rozhodně zde nejsou (protože to není reálné) řešeny konkrétní lokality, jde o jen o to, aby do bilancí byly tyto drobné změny promítnuty (5 MW ročně, ale při čistém spalování biomasy, takže do roku 2040 jde o přírůstek zhruba 160 MW instalovaného výkonu v čisté biomase). Je nutno zdůraznit, že se jedná o odhad. Dalšího zvětšení výroby elektřiny z biomasy by rovněž mohlo být dosaženo zvýšením palivového podílu biomasy ve stávajících zdrojích. Vzhledem k docházejícím zásobám uhlí je tento problém vysoce aktuální v případě elektráren Poříčí a Hodonín, u nichž je ve hře navíc otázka teplárenství (nutnost zachovat provoz minimálně kvůli dodávkám tepla).

•

V případě zdrojů na bioplyn je uvažováno s drobnými přírůstky (2 MW ročně čistě na bioplyn). Předpokládá se, že tento typ zdroje nebude sehrávat v bilancích významnou roli. Je to dáno jednak charakterem zdroje (otázka svozu potřebných hmot), jednak negativním postojem veřejnosti k výstavbě těchto zařízení (šíření zápachu do okolí).

Celkové hodnoty instalovaných výkonů ve zdrojích na biomasu a bioplyn jsou uvedeny v tabulkách v kap. 5.5 (např. tab. 5.5.1). Ekonomická podpora výroby elektřiny z biomasy Obdobně jako u jiných OZE jsou výkupní ceny za elektřinu z biomasy a bioplynu stanoveny rozhodnutím Energetického regulačního úřadu. Tyto ceny pro rok 2009 jsou uvedeny v tabulce 5.2.4. Je zde opět rozlišení podle termínu zprovoznění zdroje. Za podstatnou skutečnost lze považovat to, že v případě společného nebo paralelního spalování biomasy s fosilními palivy (záleží na uspořádání technologie) lze hradit jen tzv. zelený bonus, nikoliv vykupovat za určenou cenu. Jednotlivé typy biomasy jsou stanoveny vyhláškami, stejně jako typy bioplynových stanic. V zásadě jde o to, že více je podporována cíleně pěstovaná biomasa, event. bioplyn vyrobený z cíleně pěstované biomasy. Tab. 5.2.4 VÝKUPNÍ CENY ELEKTŘINY Z BIOMASY A BIOPLYNU

Zprovozněn v období

Výkupní cena

Zelený bonus

Čistá biomasa O1 Čistá biomasa O2 Čistá biomasa O3

Po 1.1.2008 nové lokality Po 1.1.2008 nové lokality Po 1.1.2008 nové lokality

Kč / MWh 4 490 3 460 2 570

Kč / MWh 2 950 1 920 1 030

Čistá biomasa O1 Čistá biomasa O2 Čistá biomasa O3

Do 1.1.2008 Do 1.1.2008 Do 1.1.2008

Typ zdroje

2 280 1 590 940

Biomasa S1 + fosilní paliva společně Biomasa S2 + fosilní paliva společně Biomasa S3 + fosilní paliva společně

-------

-------

1 350 690 40

Biomasa P1 + fosilní paliva paralelně Biomasa P2 + fosilní paliva paralelně Biomasa P3 + fosilní paliva paralelně

-------

-------

1 620 960 310

4 120 3 550 2 420 2 730 2 840

2 580 2 010 880 1 190 1 300

Bioplyn v bioplynových stanicích Bioplyn v bioplynových stanicích Skládkový a kalový plyn z ČOV Skládkový a kalový plyn z ČOV Skládkový a kalový plyn z ČOV

strana 92

3 820 3 130 2 480

kategorie AF1 kategorie AF2 Po 1. 1. 2006 1.1.2004 - 31.12.2005 před 1.1.2004

únor 2009

Strategické směry rozvoje ES ČR

5

5.2.5 Druhotné zdroje Druhotné zdroje elektrické energie tvoří v rámci soustavy specifickou skupinu, která má v určitých směrech podobnost s obnovitelnými zdroji. Jejich původ však nespočívá v přírodních zdrojích, a neobnovují se proto v historicky krátké době, ale jsou vedlejším produktem při přeměně a konečné spotřebě energie nebo při hospodářské činnosti (viz energetický zákon). Podobnost s obnovitelnými zdroji, zejména s biomasou, je ve způsobu užití. Jde především o problematiku společného spalování s jinými druhy paliv, zejména s hnědým nebo černým uhlím, případně zemním plynem. Stejně jako u biomasy je problém vhodné interpretace číselných údajů, pokud jde o instalované výkony těchto zdrojů. V rámci objektivity je proto vhodný stejný přístup jako u biomasy a bioplynů, tedy přepočet podle podílu primárních paliv. Výroba elektřiny z druhotných zdrojů energie je sice ekonomicky podporována stejně jako výroba z obnovitelných zdrojů, je to však vždy jen formou příplatků (tzv. režim zelených bonusů), nikoliv zaručenou výkupní cenou. Takto vyrobená elektřina ani není započítávána do objemu v rámci tzv. indikativního cíle stanoveného EU. Rozhodující podíl ve skupině druhotných zdrojů představuje spalování tzv. technologických plynů z průmyslové výroby, především z hutního průmyslu (vysokopecní a koksárenské plyny), v menší míře pak produktů z chemické výroby. Protože se jedná o spoluspalování, je opatřování údajů problematické (jedná se opět o záležitost detailních bilancí primárních zdrojů, které jsou oficiálně k dispozici jen globálně). Podle dostupných podkladů je současná výroba z druhotných zdrojů, především z technologických plynů, na úrovni asi 1 050 GWh za rok. Odpovídající instalovaný výkon (se zdůrazněním, že jde jen o přepočtenou hodnotu podle podílu paliv) je asi 140 MW. Využití výkonu je vysoké a odpovídá celkově vysokému ročnímu využití závodních elektráren v hutích, které se na jejich spalování podílejí rozhodující měrou. V dlouhodobém výhledu počítáme s uplatněním druhotných zdrojů pro výrobu elektřiny ve stejném rozsahu jako v současnosti. Na rozdíl od jiných druhů energie (např. biomasa nebo vítr) nevidíme prostor pro jejich další rozvoj. Vycházíme z toho, že jejich využívání v podmínkách ES ČR je vázáno především na těžký průmysl (hutě) a lze očekávat, že celkový trend (nejen tuzemský, ale celoevropský) bude spočívat spíše v omezování těchto druhů průmyslové výroby. Pak by mohlo dojít i k poklesu výroby z druhotných zdrojů. Z uvedených důvodů je jejich uplatnění při výrobě elektřiny předpokládáno na stejné úrovni jako v současnosti.

únor 2009

strana 93

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

5.3

SPECIFIKACE VÝROBNÍCH JEDNOTEK DOPORUČENÝCH PRO ROZVOJ ES

Přehled perspektivních technologií pro výrobu elektřiny v ES ČR, uvedený v této kapitole, vychází ze 2 základních předpokladů, a to: •

Do roku 2040 se neobjeví zcela nová komerčně použitelná, ekologicky přijatelná a ekonomicky efektivní technologie výroby elektřiny. (Tento předpoklad neznamená, že objev nové technologie je zcela vyloučen. Předpoklad, že rozvoj výrobní základny ES ČR bude založen na technologiích, které jsou známy již dnes, považujeme za méně rizikový než předpoklad převratného objevu.)

•

Do roku 2040 nedojde k významné decentralizaci výroby elektřiny oproti současnosti a hlavní směr rozvoje výrobní základny ES půjde nadále cestou výstavby menšího počtu výrobních jednotek vyšších výkonů. (Tento předpoklad neznamená, že nebudou vůbec stavěny jednotky menších výkonů. Pouze předpokládáme, že do roku 2040 nebudou tvořit rozhodující podíl ve výrobní základně ES ČR. V současnosti výrobní jednotky o výkonu 100 MW a vyšším tvoří více než 50 % instalovaného výkonu ES ČR a na české výrobě elektřiny se podílí ještě výrazněji. Do budoucna předpokládáme, že se tento poměr významně nezmění. Poznamenáváme však, že v kategorii obnovitelných zdrojů elektřiny a kombinované výroby elektřiny a tepla je pravděpodobná spíše výstavba menších jednotek.)

Nezabýváme se zde zdroji s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla. Tyto zdroje jsou sice efektivnější než zdroje s prostou výrobou elektřiny, ale vyžadují analýzu lokálních možností uplatnění tepla a analýzu dopadů na spolehlivost a stabilitu provozu ES, a proto musí být posuzovány individuálními studiemi. Současný podíl KVET v ČR je ve srovnání s evropskými státy již značně vysoký a v budoucnu nepředpokládáme jeho příliš významný růst i při podpoře ze strany státu. Základní přehled nových výrobních jednotek elektřiny se zaměřuje přednostně na výrobní jednotky (bloky) tepelných elektráren a obnovitelné zdroje elektřiny (OZE). Bloky tepelných elektráren považujeme pro ES ČR za fundamentální zdroje vhodné pro rozvoj výrobní základy soustavy v příštích letech. Na základě průzkumu trhu a na základě analýzy dostupných informací o vývoji nových jednotek na výrobu elektřiny bylo k přípravě rozvojových variant vybráno celkem 13 základních druhů nových zdrojů elektřiny, které označujeme zkratkami, odvozenými z anglických pojmů. V kategorii tepelných elektráren se jedná o následující druhy nových zdrojů: 5)

SCGT (zkratka „Single Cycle Gas Turbine“) – výrobní jednotka s plynovou turbínou v jednoduchém cyklu, jejímž palivem je zemní plyn.

6)

CCGT (zkratka „Combined Cycle Gas Turbine“) - výrobní jednotka s kombinovaným paroplynovým cyklem, jejímž palivem je zemní plyn.

7)

IGCC (zkratka „Integrated Gas Combined Cycle“) - výrobní jednotka s kombinovaným paroplynovým cyklem, jejímž palivem je zplyňované uhlí. Tato jednotka je v podstatě obdobná s předchozí s tím, že má předřazeno zařízení pro zplyňování uhlí.

8)

PCB-L (zkratka „Pulverized Coal-fired Block - Lignite“) - klasický parní kondenzační blok na spalování práškového hnědého uhlí. V širším rozsahu předpokládáme realizaci bloků s nadkritickými parametry páry, které vykazují vyšší účinnost energetické přeměny.

strana 94

únor 2009

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

9)

PCB-C (zkratka „Pulverized Coal-fired Block - hard Coal“) - klasický parní kondenzační blok na spalování práškového černého uhlí. Předpokládáme realizaci bloků s nadkritickými parametry páry, které vykazují vyšší účinnost energetické přeměny.

10)

APWR (zkratka „Advanced Pressured Water Reactor“) - jaderný blok s moderním tlakovodním reaktorem.

11)

SCWR (zkratka „SuperCritical Water-cooled Reactor) - jaderný blok s reaktorem chlazeným vodou se superkritickými parametry (4. generace, u níž se předpokládá, že bude komerčně realizovatelná po roce 2030).

V kategorii OZE se jedná o následující druhy nových zdrojů: 12)

BM (zkratka „Biomass“) – elektrárna na spalování biomasy.

13)

BG (zkratka „Biogas“) – teplárna na bioplyn.

14)

PV (zkratka „Photovoltaic“) – fotovoltaická elektrárna.

15)

WD (zkratka „Wind“) – větrná elektrárna.

16)

SSH (zkratka „Small-Scale Hydro“) – malá vodní elektrárna (instalovaný výkon pod 10 MW) průtočná nebo akumulační.

17)

GT (zkratka „Geothermal“) – geotermální elektrárna.

Předpokládáme, že uvedené technologie se do roku 2040 principiálně nezmění, ale současně předpokládáme, že postupným vývojem se budou zlepšovat jejich technicko-ekonomické a ekologické parametry. Tyto změny předpokládáme zejména ve dvou oblastech, a to:

–

zvyšování účinnosti energetické přeměny,

–

snižování negativního působení na životní prostředí.

Pro přípravu rozvojových variant jsou rozhodující potenciální nové bloky tepelných elektráren. Jednotky obnovitelných zdrojů elektřiny se v ES ČR budou i nadále budovat s cílem zlepšit ekologické parametry ES, ale nepředpokládáme, že by se v dohledné budoucnosti staly významnými systémovými zdroji, i když jejich podíl v ES ČR poroste. Provedený průzkum trhu a následná analýza prokázaly, že za určitých podmínek pro ES ČR může být ekonomicky efektivní každá z prověřovaných výrobních jednotek: •

SCGT – představují ekonomicky nejvýhodnější nový zdroj pro nejnižší využití, a mohou tedy být využívány zejména jako vhodné zdroje podpůrných služeb. Z analyzovaných druhů nových zdrojů elektřiny se vyznačují nejnižšími investičními náklady. Na druhé straně se však vyznačují také poměrně nízkou účinností, která je sice při ekonomických hodnoceních kompenzována nízkými investicemi a nízkými stálými provozními náklady, ale klade vyšší nároky na potřebné objemy paliva (zemního plynu). To by mohlo negativně ovlivňovat závislost a platební bilanci ČR, neboť by se zvýšily nároky na dovoz zemního plynu. Z hlediska ekologie se jedná o poměrně čistý zdroj, který neprodukuje prakticky žádné exhalace SOx a NOx, ani pevné odpady. Podílí se však na emisích CO2, což jeho ekologickou charakteristiku poněkud zhoršuje. Celkově lze tento zdroj považovat za vhodný nástroj pro dorovnávání bilancí (záložní zdroj) a zlepšování provozních vlastností ES, nikoli však za zdroj vhodný pro uplatnění na trhu se silovou elektřinou ve velkém měřítku. Významné může být uplatnění těchto zdrojů na trhu s podpůrnými službami.

únor 2009

strana 95

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

•

CCGT – jsou ekonomicky výhodné pro střední využití, a jsou proto využívány jako pološpičkové, ale i jako základní zdroje. Mohou se podílet i na poskytování podpůrných služeb (pokud se nejedná o zdroje velkou dodávkou tepla). Jednotky mají poměrně nízké investiční náklady a jejich účinnost je prakticky nejvyšší ze všech analyzovaných druhů tepelných elektráren. Na druhé straně však spalují drahé dovozové palivo, a tím zvyšují importní závislost ČR. Ekologické hodnocení je vzhledem k vyšší účinnosti ještě příznivější než u SCGT, nicméně se rovněž podílí na emisích CO2. Výhodnost výstavby těchto jednotek by se mohla zvýšit, pokud by nedošlo k prolomení územních limitů těžby hnědého uhlí a na českém trhu by vznikl nedostatek energetického uhlí. U plynových jednotek panuje obecně obava z dalšího růstu cen zemního plynu, který tyto jednotky může potenciálně vyřadit z množiny nadějných typů nových zdrojů.

•

PCB-L – představují v ES ČR klasické bloky a jsou ekonomicky nejvýhodnější pro vyšší využití. Moderní jednotky mají spíše vyšší investiční náklady a středně vysokou účinnost. Z ekologického hlediska lze konstatovat, že moderní bloky PCB-L sice splňují současné ekologické limity, ale přispívají k produkci klasických exhalací a odpadů. Z ekonomického hlediska v současnosti představují pro ES ČR velmi nadějný základní zdroj elektřiny. Jejich ekonomickou výhodnost může dále zvýšit i jejich případné budování v rámci stávajících lokalit, což by se mohlo projevit výrazným snížením potřebných investic. Rozsáhlejší rozvoj těchto zdrojů elektřiny může narazit na vyčerpání tuzemských zásob hnědého uhlí v rámci územních limitů. Jejich uplatnění může bránit i případná nutnost dopravy paliva na větší vzdálenost (vyšší dopravní náklady) nebo nárůst ceny emisních povolenek.

•

PCB-C – jsou poněkud méně ekonomicky výhodné než jednotky PCB-L. Je to dáno především vlivem vyšší ceny paliva, která s rostoucí výrobou převáží vliv poněkud nižších investic a poněkud vyšší účinností oproti blokům PCB-L. Z ekologického hlediska jsou poněkud výhodnější než bloky PCB-L. Tyto výrobní jednotky by se mohly v ES ČR uplatnit jako základní zdroje elektřiny zejména v případě nedostatku tuzemského hnědého uhlí a přetrvávajícího odporu proti jaderným elektrárnám. Vzhledem k současným cenám uhlí by obdobně byly hodnoceny bloky PCB-C spalující polské černé uhlí. Ekonomická výhodnost těchto jednotek by však výrazně poklesla, pokud by musely spalovat černé uhlí dovážené na větší vzdálenosti. Dovoz černého uhlí na velké vzdálenosti je sice technicky možný, ale dopravní náklady výrazně zvyšují cenu paliva na elektrárně, která se může přiblížit až k ceně zemního plynu. Drahé palivo může způsobit, že tyto jednotky budou ekonomicky výhodnější než zdroje na zemní plyn pouze pro nejvyšší využití. Jejich výhodnost může negativně ovlivnit i cena emisních povolenek.

•

Jaderné bloky (APWR, SCWR) – vycházejí jako ekonomicky výhodné pro pásma nejvyššího využití, kdy zejména při nižších hodnotách diskontní sazby mohou být konkurenceschopné i jednotkám PCB. Jednotky se vyznačují nejvyšší investiční náročností ze všech vybraných nových zdrojů elektřiny, ale jejich nízké proměnné náklady mohou při vysokých využitích tuto nevýhodu kompenzovat. Vysoká investiční náročnost způsobuje, že s rostoucí diskontní mírou jejich konkurenceschopnost klesá. Výstavba těchto jednotek celosvětově dosud spíše stagnuje v důsledku ekologických aktivit zaměřených proti novým jaderným elektrárnám. V současnosti se však již oživuje zájem o tento typ zdrojů a i pro ES ČR se tedy jedná o nadějný nový zdroj elektřiny. Odhad ceny paliva, resp. proměnných nákladů, vychází z údajů ČEZ, a. s., publikovaných v souvislosti s dostavbou jaderné elektrárny Temelín. V případě evropského (případně celosvětového) rozvoje jaderných zdrojů je však možno očekávat významný růst ceny jaderného paliva. Z ekologického hlediska je nutno podtrhnout, že tyto jednotky neprodukují prakticky žádné klasické exhalace a odpady. Na druhé straně

strana 96

únor 2009

Strategické směry rozvoje ES ČR

5

však produkují radioaktivní odpady, které vyžadují speciální zacházení a vyvolávají významné náklady i po skončení životnosti bloku. V celosvětovém měřítku je však bezpečnost těchto jednotek, i navzdory široce komentovaným ojedinělým haváriím, nadprůměrně dobrá. Pro ES ČR by mohly představovat nadějný základní zdroj elektřiny, zejména v případě nedostatku nebo zdražení fosilních paliv a v případě významného vlivu emisních povolenek na náklady uhelných zdrojů. Jaderné bloky jsou poměrně odolné proti zvyšování cen primárních zdrojů energie a lze předpokládat, že se stanou i ekologicky přijatelnými. Případný další rozvoj těchto zdrojů předpokládá pokračování výzkumu a vývoje technologií ukládání a přepracování radioaktivních odpadů. Shrneme-li stručně výsledky provedené analýzy, pak lze konstatovat, že jednotky na zemní plyn jsou nadějným zdrojem pro nízká a pravděpodobně i střední využití. Rozvoj ES ČR však lze efektivně zajistit i bez plynových bloků. Instalace plynových jednotek by výrazně zvýšila importní závislost ČR a mohla by vyvolávat tlaky na další zvyšování cen elektřiny. Rozvoj založený na plynových jednotkách je, mj., zatížen značným rizikem plynoucím z možného výrazného růstu cen zemního plynu v budoucnu. Orientace na plynové jednotky nemusí tedy být jednoznačně akceptovatelná. Z ekonomického hlediska se jeví jako velmi vhodný nový zdroj pro vyšší využití PCB-L a pro nejvyšší využití pak jaderné bloky, které lze považovat za nejméně ekonomicky rizikové. V případě nedostatku tuzemského hnědého uhlí a přetrvávajícího odporu proti jaderným elektrárnám se v ES ČR mohou uplatnit i jednotky PCB-C. Při výběru konkrétního typu nového zdroje se projevují významné úspory z rozsahu, vyvolané trendem ke snižování investičních a provozních nákladů a trendem růstu účinnosti energetické přeměny se zvyšováním instalovaného výkonu výrobních jednotek. Naše volba nových typů byla z tohoto pohledu spíše konzervativní, neboť jsme volili jednotky se zhruba středním výkonem z reálně možného výkonového rozsahu. Tato volba je odůvodněná nižší neurčitostí technicko-ekonomických parametrů jednotek nižších výkonů a je také podporována faktem, že menší jednotky pozitivně ovlivňují spolehlivost ES ČR. Provedená základní nákladová analýza byla zaměřena na posouzení relativní výhodnosti vybraných druhů nových tepelných zdrojů elektřiny. Z jejich výsledků vyplývá, že neexistuje jediný nový zdroj, který by byl nejvýhodnější za všech okolností, ale nové zdroje budou realizovány podle vývoje ekonomiky a podmínek na trhu s elektřinou.

únor 2009

strana 97

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

5.4

ANALÝZA VÝCHOZÍ SITUACE VE VÝKONOVÉ BILANCI

Pro návrh dalšího rozvoje ES ČR v dlouhodobé perspektivě je nutné analyzovat a vyhodnotit výchozí stav soustavy, který je určen složením výrobní základny k roku 2015 (viz kap. 5.1) a vývojem spotřeby elektřiny, včetně očekávaných průběhů zatížení. Výchozí stav ES ve zdrojové základně respektuje fyzické a morální dožívání stávajících výroben, zohledňuje disponibilní palivovou základnu, uvažuje s reálnými technologiemi a časovou náročností výstavby nových výroben, a také zohledňuje požadovanou normu spolehlivosti soustavy. Použitá predikce spotřeby elektřiny je podrobně popsána v kapitole 3. Byla zpracována na základě analýzy dostupných statistických údajů o předpokladech rozvoje ekonomiky a o společenském a demografickém vývoji. Při vlastním zpracování se používá makroekonomická a trendová metoda a metoda mezinárodního srovnání. Makroekonomická metoda se opírá o detailní analýzu sektorově členěné tvorby přidané hodnoty a spotřeby elektrické energie, základem je odhad budoucího vývoje ekonomiky a elektroenergetické náročnosti tvorby hrubé přidané hodnoty. Výsledkem je trojice scénářů (nízký, referenční a vysoký), které vymezují pásmo, ve kterém se s velkou pravděpodobností bude spotřeba pohybovat. Pro vlastní výpočty byly použity průběhy hodinových hodnot zatížení podle referenčního scénáře spotřeby a výchozí stav zdrojové základny, ve kterém je promítnut plán útlumů a retrofitů systémových zdrojů, včetně předpokládaného objemu a rozmístění údržby jednotlivých elektrárenských bloků a vývoj dalších skupin zdrojů, popsaných podrobně v kapitolách 5.1 a 5.2. Výkonové poměry v takto definované výchozí situaci ES ČR (tj. bez instalace dalších nových výkonů) byly prověřovány pravděpodobnostními výpočty v jednotlivých letech sledovaného období. Pro stanovení hodnot potřebných záloh byly určující simulační výpočty, které respektují racionální úroveň spolehlivosti soustavy v daném roce, odpovídající hodnotám LOLE [dny/rok] uvedeným v kap. 2. Simulační výpočty spolehlivosti byly prováděny v členění po jednotlivých týdnech každého zkoumaného roku. Roční úrovně dosahované spolehlivosti, vyjádřené hodnotami LOLE, jsou spolu s požadavky na racionální spolehlivost uvedeny na obr. 5.4.1. Jak je z grafu patrné, v roce 2016 je pohotový výkon požadovaný a disponibilní v relativní rovnováze, od roku 2017 již není požadavek na racionální spolehlivost splněn, což prakticky znamená nedostatek pohotového výkonu v soustavě. Obr. 5.4.1 DOSAŽENÁ MÍRA SPOLEHLIVOSTI ES ČR VYJÁDŘENÁ HODNOTAMI LOLE Výchozí stav 1000.00

LOLE [dny/rok]

100.00

10.00

1.00

0.10 LOLE [d/r] Norm a [d/r]

0.01

2040

2039

2038

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

0.00

[ rok ]

strana 98

únor 2009

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

Současně bylo (v takto koncipované výchozí variantě ES ČR, tj. bez dalšího rozvoje zdrojů) provedeno vyčíslení situace v týdenních přebytcích a nedostatcích pohotového výkonu, a to až do roku 2040. Výsledky pro jednotlivé týdny roku byly pro větší přehlednost zpracovány do ročních průměrů, které uvádí modrý průběh v prvním grafu na obr. 5.4.2. Druhý graf (červený průběh) znázorňuje energetické vyjádření ročního přebytku nebo nedostatku pohotového výkonu. Výsledky znázorněné na tomto obrázku rovněž prokazují, že od roku 2017 jsou indikovány postupně narůstající nedostatky pohotového výkonu v soustavě. Tyto výkony jsou potřebné pro pokrytí tuzemské spotřeby elektřiny s požadovanou úrovní spolehlivosti. Zároveň z průběhu grafu lze odhadnout potřeby instalace výkonů v nových zdrojích (případně v exportu nebo importu elektřiny). Obr. 5.4.2 PŘEBYTKY A NEDOSTATKY POHOTOVÉHO VÝKONU Průměrná roční hodnota přebytku(+)/nedostatku(-) pohotového výkonu [MW] Výchozí stav

2040

2039

2038

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2016

2040

2039

2038

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

-40

2020

-30

-4000 2019

-20

-3000

2018

-2000

2017

-10

2016

0

-1000

2019

10

0

2018

20

1000

2017

2000

Energetický obsah přebytku(+)/nedostatku(-) pohotového výkonu [TWh] Výchozí stav

Celou situaci podrobně dokumentuje výchozí výkonová bilance ES ČR, zpracovaná pro období do roku 2040. Je uvedena v tab. 5.4.1, kde ve výsledku bilance je vyčíslen roční průměrný deficit pohotového výkonu. Tab. 5.4.1

NETTO VÝKONOVÁ BILANCE ES ČR [MW] (Průměrné roční hodnoty z výkonů v hodinách denních maxim zatížení pracovních dnů úterý až pátek) Výchozí stav Pohotový výkon zdrojů

Rok

Celkem

Modelovaných individuálně Celkem

KE

JE

PPE

AVE

Modelovaných ve skupinách PVE

Celkem

TEP

ZE

VEprůt

VTE

Saldo GTE

Zatížení

Potřebná záloha výkonu

FVE

Výsledek bilance + přebytek - nedostatek výkonu

2016

12753

10831

6254

3255

511

294

517

1921

557

934

129

253

0

48

0

9863

2158

732

2017

11740

9800

5290

3186

519

297

508

1940

564

937

130

244

0

65

0

10000

1945

-205

2018

10916

8934

4422

3209

490

299

513

1982

571

939

131

257

0

84

0

10103

1884

-1071

2019

10578

8551

4033

3211

484

306

517

2026

576

939

132

279

0

100

0

10188

1887

-1498

2020

10597

8558

3996

3217

522

302

522

2039

579

934

133

269

5

120

0

10238

1896

-1538

2021

10842

8768

4186

3219

533

302

527

2075

586

937

133

267

10

141

0

10362

1923

-1443

2022

11083

8968

4418

3253

477

305

516

2115

592

937

134

285

15

152

0

10423

1942

-1282

2023

10997

8846

4356

3176

492

305

518

2151

598

937

135

289

20

172

0

10502

1965

-1470

2024

11198

9000

4424

3239

505

303

528

2199

602

935

136

306

25

195

0

10544

2008

-1354

2025

11172

8936

4406

3178

517

302

533

2236

610

937

137

309

31

212

0

10655

1993

-1475

2026

10858

8600

4087

3198

471

307

537

2258

615

937

137

301

36

233

0

10711

1986

-1838

2027

10861

8578

4030

3215

487

310

536

2283

621

937

138

300

41

247

0

10745

2006

-1891

2028

10941

8623

4083

3210

499

312

519

2318

623

934

139

308

46

267

0

10775

2014

-1849

2029

11005

8655

4102

3208

506

304

536

2351

633

939

140

313

51

275

0

10878

1996

-1868

2030

11056

8660

4099

3239

483

307

531

2396

638

939

141

329

56

294

0

10920

2039

-1903

2031

10849

8438

3936

3179

479

312

532

2411

644

937

141

308

61

319

0

10952

2072

-2175

2032

10989

8579

3974

3245

514

314

532

2410

646

934

142

297

66

325

0

10944

2085

-2041

2033

11032

8565

4006

3186

527

313

534

2466

654

937

143

308

71

353

0

11031

2129

-2128

2034

11039

8545

4012

3213

485

313

522

2494

659

937

144

306

77

372

0

11071

2125

-2157

2035

11001

8469

3926

3209

486

314

533

2533

667

939

144

314

82

386

0

11105

2111

-2215

2036

10966

8566

3993

3207

511

313

541

2400

669

757

145

326

86

417

0

11105

2173

-2312

2037

11032

8617

4016

3217

523

312

548

2415

677

759

146

301

92

441

0

11177

2176

-2322

2038

9672

7260

2697

3240

470

310

542

2412

682

759

147

300

97

427

0

11185

1979

-3492

2039

9629

7174

2653

3183

490

319

529

2455

688

759

148

309

102

449

0

11209

1993

-3573

2040

9765

7281

2702

3241

497

323

518

2484

690

756

148

305

107

477

0

11206

2020

-3461

únor 2009

strana 99

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

5.5

ROZVOJOVÉ VARIANTY

Základním principem řešení dlouhodobých bilancí je předložení návrhu rozvoje zdrojů, založeného na požadavku soběstačnosti ES ČR. V dlouhodobém pohledu se předpokládá, že tuzemské zdroje pokryjí s potřebnou rezervou poptávku po silové elektřině a regulačních službách, aniž by se přitom počítalo s masivními exporty, nebo importy elektřiny. Praktickým naplněním takového požadavku je stav, v němž je soustava „mírně naddimenzovaná“, což znamená, že dovoluje realizovat menší objemy exportů. Takový stav je koneckonců logickým důsledkem toho, že spotřeba elektřiny roste průběžně, zatímco výrobní zdroje jsou zprovozňovány v diskrétních časových profilech. Nemá-li se soustava dostat do období nedostatku výkonu, musí rozvoj zdrojů předcházet růstu spotřeby a pak vždy dochází k dočasným přebytkům výrobní kapacity. V předcházející kapitole 5.4 byla vyhodnocena výkonová bilance ES ČR za teoretické situace, v níž by v soustavě nedocházelo k instalaci nových výkonů. Výsledkem provedených analýz bylo stanovení potřebné velikosti a období náběhu nových výkonů. Návrh skladby nových výkonů je pak předmětem dalších úvah. Potřebný nový výkon v soustavě je zajišťován instalací vybraných typových jednotek, které vycházejí z nabídky nových zdrojů, popsaných v kapitole 5.3. Z široké palety vytipovaných jednotek jsou v rozvojových variantách uplatňovány následující druhy systémových bloků: •

PCB-L = hnědouhelný blok na práškové hnědé uhlí (tuzemské) s nadkritickými parametry o výkonu 660 MW - tyto bloky jsou v soustavě zahrnuty již „v základu“ v relacích s dostupnými zásobami tuzemského hnědého uhlí a další bloky pak již nejsou v rozvojových variantách navrhovány.

•

SCGT = spalovací turbína na zemní plyn v otevřeném cyklu o výkonu 150 MW.

•

CCGT = paroplynový blok na zemní plyn o jednotkových výkonech 100 MW nebo 400 MW.

•

PCB-C = černouhelný blok na práškové černé uhlí (dovozové) s nadkritickými parametry o výkonu 100 MW nebo 300 MW.

•

APWR = jaderný blok s tlakovodním reaktorem o výkonu 1 200 MW.

•

SCWR = jaderný blok s tlakovodním reaktorem s nadkritickými parametry o výkonu 1 200 MW nebo 1 600 MW.

Rozvoj soustavy je navrhován ve třech variantách. Předmětem „variantnosti“ je návrh nových zdrojů potřebných k zajištění výkonové a výrobní bilance, částečně jsou variantně řešeny i některé stávající zdroje a také výstavba hnědouhelných zdrojů 660 MW, které mají v rozvoji své specifické postavení. Toto postavení je dáno tím, že buď jsou již budovány (Ledvice), nebo tím, že jsou navázány na dlouhodobě zajištěné dodávky uhlí a útlum původního zdroje v lokalitě (Počerady). Při koncepci variant jsou zohledňovány rozhodující faktory, které ovlivňují strategii celého palivoenergetického komplexu. Zejména se jedná o:

Ê

Výstavbu jaderných zdrojů - otázku, zda se nový jaderný zdroj začne budovat nyní, nebo zda bude problém rozvoje jaderné energetiky přesunut na další generace.

Ê

Otázku zachování či prolomení limitů na těžbu hnědého uhlí (tzv. územně-ekologické limity), která má zásadní dopad do palivoenergetické bilance státu v časově relativně blízkém období a může mít zprostředkovaně dopad do výstavby bloků 660 MW.

Ê

Uplatnění zemního plynu jako koncepčně nového primárního zdroje v řádově větším měřítku než doposud.

strana 100

únor 2009

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

Ê

Využití černého uhlí jakožto světově obchodované komodity, kterou je možné na mezinárodních trzích opatřit, dopravit na území našeho státu a spalovat v elektroenergetických zdrojích.

Má-li být dán reálný názor na další možný vývoj elektroenergetiky, nemůže být řešen nepřehledný počet variant. Rovněž není možné, aby varianty byly navrhovány jako mezní s výraznou preferencí určitých typů zdrojů. Naopak je nutno hledat určitou vnitřní rovnováhu, kdy v soustavě jsou uplatněny všechny technologie a jednotlivé varianty se liší jen v podílech a časových horizontech zprovoznění konkrétních technologií. Jak ukazuje současná situace v dostupnosti primárních paliv (např. nedávná krize v dodávkách zemního plynu), nelze se orientovat pouze jedním směrem. Významná část zdrojové základny je samozřejmě ve všech variantách shodná, což je dáno obecně dlouhou životností energetických zařízení, která není možné rušit a budovat „ze dne na den“. Shodné je ve všech variantách také uplatnění obnovitelných zdrojů, a to ve scénářích, které řešitelé považují za reálný odhad jejich uplatnění. Byly popsány v kapitole 5.2. Pro rozvoj soustavy v období do roku 2040 byly navrženy a analyzovány tyto varianty: Varianta jaderná A (JA), charakterizovaná především zprovozněním nového jaderného zdroje v roce 2026 a dalšího jaderného zdroje v roce 2038 a dále vyšším využitím tuzemských zdrojů paliv. Varianta jaderná B (JB), charakterizovaná dřívějším náběhem prvního nového jaderného zdroje, a to již v roce 2021, dalšího jaderného zdroje v roce 2038, omezeným využitím tuzemských zdrojů paliv a prodloužením provozu některých stávajících hnědouhelných zdrojů. Varianta klasická K, charakterizovaná rozvojem soustavy na bázi zdrojů na fosilní paliva (zemní plyn a černé uhlí), vyšším využitím tuzemských zdrojů paliv a odsunutím rozvoje jaderné energetiky až k roku 2038 s uplatněním pokročilé generace jaderných reaktorů. Budoucí rozvoj není řešen variantně v celém časovém období dlouhodobých bilancí. Do roku 2015 je hodnocen vývoj soustavy jen v jedné, vysoce pravděpodobné variantě. Jedná se o etapu střednědobého výhledu, tj. o období 2010 až 2015, které bylo popsáno v kapitole 4. Počínaje rokem 2016 je rozvoj soustavy navrhován variantně, přičemž varianta K začíná až rokem 2026, neboť v letech 2016 až 2025 je shodná s variantou JA. Situaci dokládá následující ilustrační schéma:

Střednědobá etapa

2040

2039

2038

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

Základní schéma řešených variant

Jaderná varianta A Shodné s jadernou variantou A

Klasická varianta K Jaderná varianta B

V dalším textu jsou prezentovány jednotlivé řešené varianty, přičemž každé variantě je věnována samostatná kapitola. Pro jednotlivé varianty je nejprve uvedena celková charakteristika, jsou popsány instalace nových zdrojů a uvedena souhrnná skladba výkonů v členění podle technologie s vyznačením nových zdrojů a v členění podle primárních paliv. Následně jsou prezentovány hodnoty navrženého salda zahraničního obchodu s elektřinou a výkonová bilance (spolehlivost, požadavky na zálohy). Je zhodnocena výrobní bilance a uplatnění hlavních typů zdrojů v provozu soustavy. Samostatně jsou analyzovány regulační služby. Hodnocení spotřeby paliv ve vztahu k disponibilní palivové základně a dopad chodu soustavy na životní prostředí jsou souhrnně řešeny v kapitole 6.

únor 2009

strana 101

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

5.5.1 Varianta jaderná A (s vyšším využitím tuzemských zdrojů paliv) Jaderná varianta A (JA) předpokládá, že základem navržené skladby systémových zdrojů bude jaderný blok s tlakovodním reaktorem o výkonu 1 200 MW, který bude v provozu od roku 2026. Očekává se, že tuzemské zdroje paliv, především hnědé uhlí, budou maximálně využity. To znamená, že budou prolomeny limity těžby hnědého uhlí a budou vybudovány celkem tři bloky s výkonem 660 MW s nadkritickými parametry. První z těchto bloků bude od roku 2013 v lokalitě Ledvice, založený na využívání uhlí z lomu Bílina. Další dva bloky budou instalovány v lokalitě Počerady s využitím uhlí z lomu Vršany, přičemž jejich zprovoznění se předpokládá v letech 2017 a 2018. Principiálně přitom není předem dáno, kdo bude investorem nových zdrojů v této lokalitě může to být jak společnost ČEZ, a. s., tak i jiný investor (např. uhelná společnost, případně spojená s dalším investorem). V modelovém řešení je použito kompromisní řešení „půl na půl“, tj. jeden blok ve vlastnictví ČEZ, druhý blok ve vlastnictví jiného subjektu. Pokud jde o vývoj rozhodujících stávajících zdrojů (zejména tepelných elektráren ČEZ), ten je patrný z obr. 5.1.1, uvedeného v kapitole 5.1. Rozvoj soustavy pokračuje instalací dalších bloků, přičemž za největší zlom lze považovat náběh druhé jaderného bloku (již pokročilé konstrukce s nadkritickými parametry) s výkonem 1 200 MW v roce 2038. Souhrnně lze instalaci všech navrhovaných bloků v jaderné variantě A, a to včetně hnědouhelných bloků 660 MW, definovat následovně (v pořadí podle termínů jejich uvedení do provozu, přičemž to může být na začátku roku i v jeho průběhu): •

2013 - hnědouhelný blok 660 MW (PCB-L) v Ledvicích,

•

2017 - hnědouhelný blok 660 MW (PCB-L) v Počeradech,

•

2018 - další hnědouhelný blok 660 MW (PCB-L) v Počeradech, spalovací blok (SCGT) 150 MW, černouhelný blok (PCB-C) 100 MW,

•

2019 - černouhelný blok (PCB-C) 100 MW, paroplynový blok (CCGT) 400 MW,

•

2026 - jaderný blok (APWR) 1200 MW,

•

2036 - spalovací blok (SCGT) 150 MW,

•

2038 - jaderný blok „pokročilý“ (SCWR) 1 200 MW, paroplynový blok (CCGT) 400 MW.

Skladba nově navrhovaných jednotek, včetně hnědouhelných bloků, je uvedena schématicky na obr. 5.5.1. Obr. 5.5.1

SKLADBA NOVÝCH SYSTÉMOVÝCH BLOKŮ - ZÁMĚRY A NÁVRHY POTŘEBNÝCH VÝKONŮ PRO ZAJIŠTĚNÍ BILANCE - varianta Jaderná A

PCB-L - hnědouhelný blok - 660 MW (uhlí z lomu Bílina) PCB-L - hnědouhelný blok - 660 MW (uhlí z lomu Vršany)

1200 MW

SCGT - spalovací turbína - 150 MW CCGT - paroplynový blok - 400 MW nebo 100 MW

400 MW

PCB-C - černouhelný blok - 100 MW nebo 300 MW

150 MW

APWR - jaderný blok - 1200 MW SCWR - jaderný blok - 1200 MW nebo 1600 MW

1200 MW

400 MW 100 MW 100 MW

150 MW

660 MW (Počerady II - uhlí z lomu Vršany, alternativně i jiný investor) 660 MW (Počerady I - uhlí z lomu Vršany)

strana 102

2040

2039

2038

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

660 MW (Ledvice - uhlí z lomu Bílina)

únor 2009

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

Úplná skladba zdrojové základny je pak tvořena stávajícími zdroji (jejich stav a další vývoj je popsán v kapitole 5.1), globálně posuzovanými některými skupinami zdrojů (zejména obnovitelné zdroje - viz kapitola 5.2) a výše uvedenými systémovými jednotkami, včetně hnědouhelných bloků 660 MW. Graficky je celková skladba výkonů soustavy uvedena na obr. 5.5.2, který obsahuje členění podle hlavních skupin zdrojů se zdůrazněním nových bloků, a na obr. 5.5.3, který tuto skladbu ukazuje v členění podle použitých primárních energetických zdrojů. Obojí pojetí je pak tabelárně uvedeno v tab. 5.5.1. Obr. 5.5.2

SKLADBA INSTALOVANÉHO VÝKONU PODLE HLAVNÍCH SKUPIN SE ZVÝRAZNĚNÍM NOVÝCH ZDROJŮ - varianta JADERNÁ A

24 000

Geotermální elektrárny

22 000 Fotovoltaické elektrárny

20 000 18 000

Větrné elektrárny

16 000

Vodní elektrárny

[ MW ]

14 000

Nové jaderné elektrárny

12 000 Nové zdroje - spalovací - otevřený cyklus

10 000 Nové zdroje - paroplynové jednotky

8 000 6 000

Nové zdroje - černé uhlí

4 000

Hnědouhelné bloky 660 MW

2 000

Stávající jaderné elektrárny

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 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

0 Stávající tepelné elektrárny (klasické + plynové)

[ rok ]

Obr. 5.5.3

SKLADBA INSTALOVANÉHO VÝKONU ES ČR PODLE PRIMÁRNÍ ENERGIE - varianta JADERNÁ A

24 000 22 000 20 000 18 000 geotermální energie solární energie větrná energie vodní energie jaderná energie technologické plyny bioplyn biomasa topné oleje zemní plyn černé uhlí hnědé uhlí

16 000

[ MW ]

14 000 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000

2040

2039

2038

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

0

[ rok ]

únor 2009

strana 103

strana 104 2016

- bioplyn

2017

0

0

- geotermální energie

0

56

800

2 199

3 899

162

10

378

94

758

1 735

8 723

0

76

950

2 201

3 924

156

12

383

93

763

1 735

8 573

0

96

983

2 203

3 924

157

14

388

93

767

1 734

9 036

0

116

1 017

2 205

3 924

159

16

393

93

772

1 734

9 102

0

136

1 049

2 207

3 924

159

18

398

93

777

1 734

9 102

0

218

1 095

2 209

3 924

159

20

403

93

782

1 704

8 010

0

300

1 111

2 211

3 924

159

23

408

93

787

1 704

7 570

9 797 946 3 924 2 211 1 111 300 0

4 288 1 320 0 2 613 1 576 0 0 908 38 3 924 0 723 344 1 145 1 111 300 0

2018

0

381

1 143

2 213

3 924

159

25

413

93

942

1 804

7 430

9 280 1 980 250 5 404 1 614

9 762 1 103 3 924 2 213 1 143 381 0

3 488 1 980 100 2 618 1 576 0 150 915 38 3 924 0 723 346 1 145 1 143 381 0

2019

0

463

1 179

2 215

3 924

159

27

418

93

1 347

1 904

7 230

9 080 1 980 750 5 536 1 614

9 667 1 510 3 924 2 215 1 179 463 0

3 288 1 980 200 2 623 1 576 400 150 922 38 3 924 0 723 348 1 145 1 179 463 0

2020

10

545

1 218

2 217

3 924

159

29

423

93

1 352

1 904

7 230

9 080 1 980 750 5 680 1 614

9 672 1 517 3 924 2 217 1 218 545 10

3 288 1 980 200 2 628 1 576 400 150 929 38 3 924 0 723 350 1 145 1 218 545 10

2021

20

627

1 240

2 219

3 924

159

31

428

93

1 356

1 903

7 226

9 080 1 980 750 5 802 1 614

9 671 1 524 3 924 2 219 1 240 627 20

3 288 1 980 200 2 627 1 576 400 150 936 38 3 924 0 723 352 1 145 1 240 627 20

2022

30

709

1 285

2 221

3 924

159

33

433

93

1 361

1 903

7 226

9 080 1 980 750 5 953 1 614

9 676 1 531 3 924 2 221 1 285 709 30

3 288 1 980 200 2 632 1 576 400 150 943 38 3 924 0 723 354 1 145 1 285 709 30

2023

40

791

1 316

2 223

3 924

159

35

438

93

1 366

1 903

7 226

9 080 1 980 750 6 090 1 614

9 681 1 538 3 924 2 223 1 316 791 40

3 288 1 980 200 2 637 1 576 400 150 950 38 3 924 0 723 356 1 145 1 316 791 40

2024

50

872

1 359

2 225

3 924

159

37

443

93

1 371

1 903

7 226

9 080 1 980 750 6 239 1 614

9 686 1 545 3 924 2 225 1 359 872 50

3 288 1 980 200 2 642 1 576 400 150 957 38 3 924 0 723 358 1 145 1 359 872 50

2025

60

954

1 390

2 227

3 924

159

39

448

93

1 376

1 903

7 226

9 080 1 980 750 6 375 1 614

9 691 1 552 3 924 2 227 1 390 954 60

3 288 1 980 200 2 647 1 576 400 150 964 38 3 924 0 723 360 1 145 1 390 954 60

2026

70

1 036

1 390

2 229

5 124

159

41

450

93

1 381

1 903

6 840

8 691 1 980 1 950 6 481 1 614

9 307 1 559 5 124 2 229 1 390 1 036 70

2 899 1 980 200 2 652 1 576 400 150 971 38 3 924 1 200 723 362 1 145 1 390 1 036 70

2027

80

1 118

1 390

2 231

5 124

159

44

455

93

1 386

1 903

6 840

8 691 1 980 1 950 6 587 1 614

9 312 1 566 5 124 2 231 1 390 1 118 80

2 899 1 980 200 2 657 1 576 400 150 978 38 3 924 1 200 723 364 1 145 1 390 1 118 80

2028

90

1 200

1 390

2 233

5 124

159

46

460

93

1 391

1 903

6 840

8 691 1 980 1 950 6 693 1 614

9 317 1 573 5 124 2 233 1 390 1 200 90

2 899 1 980 200 2 662 1 576 400 150 985 38 3 924 1 200 723 366 1 145 1 390 1 200 90

2029

100

1 282

1 390

2 235

5 124

159

48

465

93

1 396

1 903

6 840

8 691 1 980 1 950 6 799 1 614

9 322 1 580 5 124 2 235 1 390 1 282 100

2 899 1 980 200 2 667 1 576 400 150 992 38 3 924 1 200 723 368 1 145 1 390 1 282 100

2030

110

1 363

1 390

2 237

5 124

159

50

470

93

1 401

1 903

6 840

8 691 1 980 1 950 6 905 1 614

9 327 1 587 5 124 2 237 1 390 1 363 110

2 899 1 980 200 2 672 1 576 400 150 999 38 3 924 1 200 723 370 1 145 1 390 1 363 110

2031

120

1 445

1 390

2 239

5 124

159

52

470

93

1 405

1 903

6 735

8 581 1 980 1 950 7 010 1 614

9 222 1 594 5 124 2 239 1 390 1 445 120

2 789 1 980 200 2 677 1 576 400 150 1 006 38 3 924 1 200 723 372 1 145 1 390 1 445 120

2032

130

1 527

1 390

2 241

5 124

159

54

475

93

1 410

1 903

6 735

8 581 1 980 1 950 7 116 1 614

9 227 1 601 5 124 2 241 1 390 1 527 130

2 789 1 980 200 2 682 1 576 400 150 1 013 38 3 924 1 200 723 374 1 145 1 390 1 527 130

2033

140

1 609

1 390

2 243

5 124

159

56

480

93

1 415

1 903

6 735

8 581 1 980 1 950 7 222 1 614

9 232 1 608 5 124 2 243 1 390 1 609 140

2 789 1 980 200 2 687 1 576 400 150 1 020 38 3 924 1 200 723 376 1 145 1 390 1 609 140

2034

150

1 691

1 390

2 245

5 124

159

58

485

93

1 420

1 903

6 735

8 581 1 980 1 950 7 328 1 614

9 237 1 615 5 124 2 245 1 390 1 691 150

2 789 1 980 200 2 692 1 576 400 150 1 027 38 3 924 1 200 723 378 1 145 1 390 1 691 150

2035

160

1 773

1 390

2 247

5 124

159

60

490

93

1 425

1 903

6 735

8 581 1 980 1 950 7 434 1 614

9 242 1 622 5 124 2 247 1 390 1 773 160

2 789 1 980 200 2 697 1 576 400 150 1 034 38 3 924 1 200 723 380 1 145 1 390 1 773 160

2036

170

1 854

1 390

2 249

5 124

151

62

495

93

1 580

1 903

6 523

8 581 1 980 2 100 7 540 1 394

9 027 1 779 5 124 2 249 1 390 1 854 170

2 789 1 980 200 2 702 1 356 400 300 1 041 38 3 924 1 200 723 382 1 145 1 390 1 854 170

2037

180

1 936

1 390

2 251

5 124

151

65

500

93

1 585

1 903

6 523

8 581 1 980 2 100 7 645 1 394

9 032 1 786 5 124 2 251 1 390 1 936 180

2 789 1 980 200 2 707 1 356 400 300 1 048 38 3 924 1 200 723 384 1 145 1 390 1 936 180

2038

190

2 018

1 390

2 253

6 324

151

67

505

93

1 990

1 903

4 973

7 031 1 980 3 700 7 751 1 394

7 487 2 193 6 324 2 253 1 390 2 018 190

1 239 1 980 200 2 712 1 356 800 300 1 055 38 3 924 2 400 723 386 1 145 1 390 2 018 190

2039

200

2 100

1 390

2 255

6 324

151

69

510

93

1 995

1 903

4 973

7 031 1 980 3 700 7 857 1 394

7 492 2 200 6 324 2 255 1 390 2 100 200

1 239 1 980 200 2 717 1 356 800 300 1 062 38 3 924 2 400 723 388 1 145 1 390 2 100 200

2040

210

2 182

1 390

2 257

6 324

151

71

515

93

2 000

1 903

4 973

7 031 1 980 3 700 7 963 1 394

7 497 2 207 6 324 2 257 1 390 2 182 210

1 239 1 980 200 2 722 1 356 800 300 1 069 38 3 924 2 400 723 390 1 145 1 390 2 182 210

1) U zdrojů se spalováním více druhů paliv jsou instalované výkony započteny v poměrech jednotlivých spalovaných paliv

18 343 18 815 18 866 19 396 19 532 19 598 18 618 18 290 18 528 18 960 19 104 19 226 19 377 19 514 19 663 19 800 20 716 20 822 20 928 21 034 21 140 21 136 21 241 21 347 21 453 21 559 21 595 21 701 21 856 21 962 22 068

36

21

- solární energie

17 975

550

350

- větrná energie

ES ČR celkem

3 874

2 197

3 849

2 195

- jaderná energie

- vodní energie

8

373

257

- biomasa

162

94

94

- topné oleje

6

753

748

- zemní plyn

162

1735

1735

- technologické plyny

8560

8557

zdrojů podle primární energie

- černé uhlí

1)

- hnědé uhlí

Skladba instalovaného výkonu

5 388 660 0 2 608 1 576 0 0 901 38 3 924 0 723 342 1 145 1 095 218 0

18 343 18 815 18 866 19 396 19 532 19 598 18 618 18 290 18 528 18 960 19 104 19 226 19 377 19 514 19 663 19 800 20 716 20 822 20 928 21 034 21 140 21 136 21 241 21 347 21 453 21 559 21 595 21 701 21 856 21 962 22 068

6 448 660 0 2 665 1 576 0 0 894 38 3 924 0 723 340 1 145 1 049 136 0

17 975

2015

ES ČR celkem

6 448 660 0 2 660 1 576 0 0 887 38 3 924 0 723 338 1 145 1 017 116 0

12 290 12 315 12 420 12 200 12 240 12 240 11 180 10 080 0 0 0 660 660 660 660 1 320 0 0 0 0 0 0 0 0 4 312 4 756 4 888 4 950 5 018 5 084 5 164 5 276 1 741 1 744 1 558 1 586 1 614 1 614 1 614 1 614

2014

12 265 0 0 3 972 1 738

6 408 660 0 2 655 1 548 0 0 880 38 3 924 0 723 336 1 145 983 96 0

ČEZ -stávající zdroje celkem Hnědouhelné bloky 660 MW celkem Nové zdroje (navržené pro zajištění bilance) celkem Nezávislí výrobci - veřejné zdroje celkem Závodní elektrárny celkem

2013

10 788 10 956 10 804 11 271 11 344 11 349 10 232 897 904 911 918 925 932 939 3 874 3 899 3 924 3 924 3 924 3 924 3 924 2 197 2 199 2 201 2 203 2 205 2 207 2 209 550 800 950 983 1 017 1 049 1 095 36 56 76 96 116 136 218 0 0 0 0 0 0 0

6 628 0 0 2 655 1 520 0 0 873 38 3 924 0 723 334 1 145 950 76 0

10 669 890 3 849 2 195 350 21 0

2012

Klasické parní zdroje celkem Plynové nebo paroplynové zdroje celkem Jaderné elektrárny celkem Vodní elektrárny celkem Větrné elektrárny Fotovoltaické elektrárny Geotermální elektrárny

Přečerpávací

Větrné elektrárny Fotovoltaické elektrárny Geotermální elektrárny

Vodní elektrárny

Akumulační a průtočné

Plynové nebo paroplynové zdroje

z obnovitelných a druhotných energetických zdrojů

Jaderné elektrárny

Klasické parní zdroje

Tepelné zdroje spalující fosilní paliva, a dále paliva

6 548 0 0 2 702 1 706 0 0 866 38 3 899 0 723 332 1 145 800 56 0

6 548 0 0 2 537 1 703 0 0 859 38 3 874 0 723 330 1 145 550 36 0

6 548 0 0 2 421 1 700 0 0 852 38 3 849 0 723 328 1 145 350 21 0

2011

2010

2009

skupina

podskupina

skupina

ČEZ, a. s. - stávající včetně retrofitovaných Hnědouhelné bloky 660 MW Nové zdroje - černé uhlí Nezávislí výrobci - veřejné zdroje Závodní elektrárny Nové zdroje - paroplynové jednotky Nové zdroje - spalovací - otevřený cyklus Nezávislí výrobci - veřejné zdroje Závodní elektrárny ČEZ, a. s. - stávající JE Nové JE ČEZ, a. s. Nezávislí výrobci ČEZ, a. s. Nezávislí výrobci Nezávislí výrobci Nezávislí výrobci

Členění zdrojů podle vlastníků zdrojů

PŘEHLED INSTALOVANÝCH VÝKONŮ ZDROJŮ ES ČR V OBDOBÍ LET 2009 až 2040 - varianta jaderná A (JA)

Členění zdrojů podle technologie výroby

Tab. 5.5.1

5 Strategické směry rozvoje ES ČR

únor 2009

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

Další postup zpracování každé konstituované rozvojové varianty zdrojů spočíval v jejím prověření z hlediska výkonové dostatečnosti spolehlivostním modelem. V prvním kole výpočtů byla vyhodnocena roční období, ve kterých se nacházel přebytek (případně nedostatek) pohotového výkonu. V obdobích přebytku se v měsíčních pásmech navrhl export elektřiny, a to do roku 2020 také s přihlédnutím k omezené disponibilitě HU. Naproti tomu v situacích s nedostatkem pohotového výkonu (daným především požadavky na údržbu) se cíleně, v týdenních pásmech s minimálním potřebným výkonem na posílení spolehlivosti ES ČR, navrhl import elektřiny. S takto definovaným průběhem a objemem salda zahraničního obchodu s elektřinou, uvedeným na obr. 5.5.4, se provedlo druhé kolo výpočtů spolehlivostních ukazatelů. Z průběhu grafu je vidět, že od roku 2026 do roku 2030 narůstá export k ročním objemům až 4 TWh, a to vlivem instalace nového jaderného bloku 1 200 MW. Po tomto období export klesá k 1 TWh a od roku 2038 je celkové saldo již mírně importní. Obr. 5.5.4 Export (+) / import (-) elektřiny [ TWh ] - Varianta jaderná A 5.0 3.9

4.0

3.7 3.8 3.7

3.5

3.2

[ TWh ]

3.0

2.6 1.9

1.9

2.0

1.8

1.6

1.3

1.1

1.2

1.0

0.7

1.0

0.8

0.6 0.6

0.3 0.3 0.2

0.0

0.0 -0.1

2040

2038

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2039

-0.7

-1.0

[ rok ]

Obr. 5.5.5 DOSAŽENÁ MÍRA SPOLEHLIVOSTI ES ČR VYJÁDŘENÁ HODNOTAMI LOLE Varianta jaderná A 1.00

LOLE [d/r]

LOLE [dny/rok]

0.80

Norm a [d/r]

0.60

0.40

0.20

2040

2039

2038

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

0.00

[ rok ]

únor 2009

strana 105

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

Na obr. 5.5.5 je porovnána dosažená míra spolehlivosti, která vychází z navržené varianty rozvoje výrobní základny, definovaného salda a predikovaného referenčního scénáře spotřeby elektřiny v ČR, s požadovanou hodnotou racionální míry spolehlivosti, danou hodnotami LOLE (dny/rok). Protože import elektřiny v průběhu roku byl minimalizován a export maximalizován, je dosažená spolehlivost o něco horší než požadovaná, jak ukazují vyšší hodnoty LOLE (sloupcový průběh), které se v přijatelné míře pohybují nad čárou normy LOLE. Výkonovou bilanci soustavy pro variantu JA v průměrných ročních hodnotách a členění obvyklém v ČR uvádíme v tab. 5.5.2. Výsledek výkonové bilance této rozvojové varianty (poslední sloupec v tabulce) ukazuje na značné vyladění výkonových poměrů v soustavě (hodnoty jsou blízké nule). Připomínáme, že jak rozvojová varianta JA, tak ostatní rozvojové varianty byly navrhovány pro potřeby pokrytí očekávané spotřeby elektřiny v ČR (podle referenčního scénáře) bez větších nároků na dlouhodobé importy a masivní exporty elektřiny do zahraničí. Tab. 5.5.2

NETTO VÝKONOVÁ BILANCE ES ČR [MW] (Průměrné roční hodnoty z výkonů v hodinách denních maxim zatížení pracovních dnů úterý až pátek) Varianta jaderná A Pohotový výkon zdrojů

Rok

Modelovaných individuálně

Celkem Celkem

KE

JE

PPE

AVE

Modelovaných ve skupinách PVE

Celkem

TEP

ZE

VEprůt

VTE

Saldo GTE

Zatížení

Potřebná záloha výkonu

FVE

Výsledek bilance + přebytek - nedostatek výkonu

2016

12753

10831

6254

3255

511

294

517

1921

557

934

129

253

0

48

-363

9863

2157

370

2017

12311

10371

5856

3186

519

295

516

1940

564

937

130

244

0

65

-209

10000

2077

25

2018

12248

10266

5609

3209

635

299

513

1982

571

939

131

257

0

84

-31

10103

2124

-9

2019

12376

10350

5303

3211

1013

304

518

2026

576

939

132

279

0

100

-34

10188

2166

-12

2020

12433

10394

5302

3217

1052

302

522

2039

579

934

133

269

5

120

-17

10238

2177

1

2021

12689

10615

5503

3219

1062

302

527

2075

586

937

133

267

10

141

-127

10362

2202

-2

2022

12941

10826

5746

3253

1006

305

515

2115

592

937

134

285

15

152

-296

10423

2230

-8

2023

12936

10785

5771

3178

1014

306

516

2151

598

937

135

289

20

172

-178

10502

2280

-24 -23

2024

13033

10834

5730

3239

1035

302

529

2199

602

935

136

306

25

195

-216

10544

2296

2025

13030

10794

5735

3178

1046

302

532

2236

610

937

137

309

31

212

-84

10655

2289

3

2026

13676

11418

5404

4170

1000

307

537

2258

615

937

137

301

36

233

-450

10711

2532

-16

2027

13707

11424

5376

4186

1016

310

536

2283

621

937

138

300

41

247

-420

10745

2550

-9

2028

13730

11412

5373

4180

1029

312

519

2318

623

934

139

308

46

267

-432

10775

2552

-29

2029

13808

11458

5410

4174

1035

304

534

2351

633

939

140

313

51

275

-420

10878

2538

-27

2030

13882

11486

5424

4210

1013

307

531

2396

638

939

141

329

56

294

-402

10920

2579

-19

2031

13725

11314

5276

4187

1008

312

532

2411

644

937

141

308

61

319

-148

10952

2638

-13

2032

13772

11363

5259

4214

1043

314

532

2410

646

934

142

297

66

325

-205

10944

2631

-9

2033

13848

11381

5324

4153

1058

313

534

2466

654

937

143

308

71

353

-137

11031

2690

-11

2034

13848

11354

5324

4181

1014

313

522

2494

659

937

144

306

77

372

-119

11071

2675

-17

2035

13862

11330

5285

4191

1006

314

533

2533

667

939

144

314

82

386

-93

11105

2674

-10

2036

13884

11483

5286

4168

1174

312

543

2400

669

757

145

326

86

417

-69

11105

2717

-7

2037

13969

11554

5326

4181

1187

312

548

2415

677

759

146

301

92

441

-67

11177

2734

-9

2038

13962

11550

4007

5175

1516

310

542

2412

682

759

147

300

97

427

19

11185

2789

7

2039

13953

11498

3991

5122

1537

319

529

2455

688

759

148

309

102

449

76

11209

2824

-5

2040

14036

11553

3988

5176

1547

323

518

2484

690

756

148

305

107

477

5

11206

2837

-2

Posledním výstupem ze spolehlivostních simulačních výpočtů jsou požadavky na jednotlivé kategorie záložních výkonů. Roční průměrné hodnoty požadavků uvádí obr. 5.5.6. Dochází k nárůstu potřeb, a to vlivem zvyšujícího se podílu velkých bloků ve zdrojové základně a rovněž vlivem nárůstu instalovaného výkonu ve větrných a fotovoltaických zdrojích s náhodným diagramem provozu během dne. Obrázek rovněž ilustruje skutečnost, že v kategorii SR byly požadované výkony původně vysoké (tenká tmavomodrá křivka), proto se shodným způsobem jako ve střednědobém období (viz kap. 4.) přistoupilo k jejich přerozdělení „ve prospěch“ kategorie QS 10 (světlemodré křivky) až do té úrovně,

strana 106

únor 2009

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

která odpovídá dosavadní praxi v ES ČR. Tím byly požadované velikosti v kategorii SR i QS na dlouhou dobu stabilizovány. U původních požadavků na QS je patrno navýšení v roce 2026 v souvislosti se spuštěním nového jaderného bloku, tj. největšího bloku v ES o výkonu 1 200 MW. To se zase zpětně projevilo v případě přerozdělených požadavků, a to navýšením konečných požadavků na točivou SR od toho roku. Od roku 2038 dochází ještě k mírnému navýšení požadavků na QS, protože v tomto roce se uvádí do provozu další jaderný blok o výkonu 1 200 MW, přitom vždy jeden z nich je v provozu celoročně. Obr. 5.5.6 ROČNÍ PRŮMĚRY POŽADAVKŮ NA PpS V LETECH 2016 AŽ 2040, VARIANTA JA 1100 1000 900 800

[ MW ]

700 600 500 400 300 200 100 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

PR QS před úpravou QS

SR před úpravou DZ TR+ bez SCGT

TR+ Pinst navržených SCGT TR- bez RO

TRSR

K podobným krokům řešitelé přistoupili i v oblasti terciární regulace. U terciární regulace kladné je řešením stejného druhu instalace nových plynových jednotek v otevřeném cyklu, schopných najetí ze stojícího stavu do 30 minut (služba DZ30, ekvivalent TR+). Z obrázku je patrno, že zbývající požadavky na točivou podobu TR+ byly instalací plynových jednotek 150 MW v letech 2018 a 2037 opakovaně omezeny na zhruba „výchozí úroveň“ roku 2016. U záporné terciární regulace se uvažuje s možností obdobné (nebo spíše protikladné) služby rychlého odstavení do 30 minut (pracovně zavádíme zkratku RO). V obrázku je vidět, že s pomocí tohoto opatření byly zbývající požadavky na točivou TR- stabilizovány opět zhruba na „výchozí úrovni“ roku 2016. Požadavky na netočivý ekvivalent (RO) pak kryjí veškerý další nárůst celkových potřeb TR-, a proto postupně stoupají od nuly až do úrovně necelé třetiny celku. Tím se podařilo požadavky i kategorii TR- udržet na přijatelnější úrovni, avšak je potřeba dále zvážit to, že možnost obstarání dosud neexistující služby rychlého odstavení (svým způsobem podobné RZN30- dle ČEPS) v ES bude omezená. Obecné technické možnosti elektrárenských bloků poskytovat PpS tak, jak byly výpočetně použity, uvádí tab. 5.5.3.

únor 2009

strana 107

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

Tab. 5.5.3 PŘEHLED TECHNICKÝCH MOŽNOSTÍ ELEKTRÁREN PRO ZABEZPEČENÍ PRIMÁRNÍ, SEKUNDÁRNÍ A TERCIÁRNÍ REGULACE U NOVÝCH BLOKŮ, VARIANTA JA Elektrárna

PCB-L PCB-C SCGT CCGT APWR SCWR

P ins

Primární regulace

Sekundární regulace

Terciární regulace

regulační pásma bloku bez započtení PR

změny výkonu bloku

regulační rozsah

[MW]

±[MW]

[MW]

±[MW / min]

[MW]

660 100 150 400 1200 1200

10 3 28 36 36

264 - 444 480 - 660 40 - 100 30 - 150 160 - 280 280 - 400 120 MW 120 MW

9 7 30 40 6 6

$ $ $ $ 180 MW 180 MW

Poznámky: - Znak $ znamená, že rozsah pro TR je shodný s rozsahem pro SR, přitom hranice regulačních pásem nehrají roli

V tabulce jsou uvedeny jen schopnosti nových zdrojů, schopnosti stávajících zdrojů jsou uvažovány shodně s tabulkou 4.5.4 z kapitoly 4.5.3. Pokud jde o termíny najetí nových bloků nebo naopak vyřazení z provozu stávajících bloků, čili stanovení aktuálních počtů bloků daného druhu k určitému letopočtu, odkazujeme na výše uvedené informace o vývoji instalovaných výkonů v ES ČR. Se všemi tuzemskými elektrárenskými bloky byla provedena simulace obchodu a provozu v ES ČR, při které byly dle možností pokrývány nejen uvedené potřeby PpS, ale i shora uvedené saldo a zejména tuzemská spotřeba (průběhy zatížení), uvedené v kap. 3 pro referenční scénář. Celoroční údaje o tom, jak byla jednotlivými skupinami zdrojů od roku 2016 do roku 2040 kryta dodávka elektřiny, uvádí tab. 5.5.4 v technologickém a částečně i ve vlastnickém členění. Co se týká nových zdrojů, podrobnější pohled na jejich provoz poskytuje obr. 5.5.7, zobrazující rovněž dodávku elektřiny, a dále graf využití pohotového výkonu na obr. 5.5.8. Obr. 5.5.7 DODÁVKA ELEKTŘINY PODLE HLAVNÍCH SKUPIN SE ZVÝRAZNĚNÍM NOVÝCH ZDROJŮ - varianta JADERNÁ A 100 000 Geotermální elektrárny

90 000 Fotovoltaické elektrárny

80 000 Větrné elektrárny

70 000 Vodní elektrárny

[ GWh ]

60 000 Nové jaderné elektrárny

50 000

Nové zdroje - spalovací - otevřený cyklus

40 000

Nové zdroje - paroplynové jednotky

30 000

Nové zdroje - černé uhlí

20 000

Hnědouhelné bloky 660 MW

10 000

Stávající jaderné elektrárny

2010 2011 2012 2013 2014 2015 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

0

Stávající tepelné elektrárny

[ rok ]

strana 108

únor 2009

únor 2009

10821

- Veřejné nezávislé zdroje

75792

75209

Zdroje celkem (obstaráno celkem)

Tuzemská spotřeba netto + síťové ztráty

11712

- Veřejné nezávislé zdroje

Tuzemská spotřeba brutto

Jaderné elektrárny

Fotovoltaické elektrárny

Geotermální elektrárny

81586

1727

0

0

16

22

Větrné elektrárny

4029

Vodní elektrárny

5794

Elektrárny na fosilní paliva a biomasu

29477

218

Vlastní spotřeba celkem

Jaderné elektrárny

Fotovoltaické elektrárny

0

2191

Větrné elektrárny

Geotermální elektrárny

2609

Vodní elektrárny

8256

4588 0

- Závodní elektrárny

30305

- řada 660 MW - Nové zdroje - neurčený vlastník

50273

- ČEZ, a. s.

84286

84767

Výroba elektřiny celkem

Elektrárny na fosilní paliva a biomasu

82416

1688

0

0

22

16

4085

5811

28812

300

0

2223

2592

8256

12475

8693 0

29629

50359

76605

559

76046

76605

-1870

27125

300

75792

Tuzemská spotřeba (užito celkem)

583

-3181

Spotřeba na čerpání

27750

Saldo zahraničí

218

0

2200

2169

0

40 1119

40 1115

Jaderné elektrárny

Fotovoltaické elektrárny

Geotermální elektrárny

Větrné elektrárny

- akumulační - průtočné

445

463

1155

- přečerpávací

- Nezávislí výrobci

1159

952 21

1417

2576

7713

11525

7997 0

27036

46275

78475

2017

954 21

1438

- ČEZ, a. s.

- akumulační - průtočné

2593

Vodní elektrárny

7713

4221 0

- Závodní elektrárny

27710

46244

Elektrárny na fosilní paliva a biomasu

- řada 660 MW - Nové zdroje - neurčený vlastník

78973

- ČEZ, a. s.

2016

Dodávka elektřiny celkem

83148

1700

0

0

23

16

3993

5732

29043

381

0

2287

2608

8256

16795

8211 276

23776

49102

83422

77416

571

76845

77416

-274

27344

381

0

2264

40 1126

1166

453

952 21

1426

2592

7713

15494

7554 265

21637

45109

77690

2018

83887

1698

0

0

24

16

4045

5783

28971

463

0

2359

2571

8256

16908

8238 1519

23153

49836

84200

78104

511

77593

78104

-314

27273

463

0

2335

40 1133

1173

409

953 21

1383

2555

7713

15604

7579 1459

21014

45790

78417

2019

84626

1696

0

18

24

16

4054

5808

28991

545

60

2436

2594

8256

17250

8100 1850

22797

50153

84778

78818

525

78293

78818

-152

27295

545

42

2411

40 1143

1183

419

955 21

1395

2578

7713

15924

7452 1770

20691

46099

78970

2020

85455

1700

0

36

25

16

4170

5947

28999

627

120

2480

2613

8256

17374

8500 1897

24224

51750

86589

79508

550

78958

79508

-1134

27299

627

84

2455

40 1147

1186

438

952 21

1411

2597

7713

16041

7820 1815

22011

47580

80642

2021

86228

1718

0

54

26

16

4300

6114

29329

709

180

2570

2603

8256

17453

8698 2048

25664

53419

88810

80115

527

79588

80115

-2581

27611

709

126

2544

40 1154

1193

420

952 21

1394

2587

7713

16105

8002 1961

23340

49119

82696

2022

86794

1686

0

72

26

16

4286

6087

28788

791

240

2633

2608

8256

17450

8812 1966

25637

53309

88368

80707

523

80184

80707

-1574

27101

791

168

2606

40 1160

1200

418

953 21

1392

2592

7713

16109

8107 1882

23319

49023

82281

2023

87411

1724

0

90

27

16

4289

6146

29429

872

300

2719

2624

8256

17521

8433 2017

25565

53359

89302

81265

527

80738

81265

-1891

27705

872

210

2691

40 1171

1211

421

955 21

1396

2607

7713

16180

7758 1931

23247

49070

83156

2024

87906

1680

0

108

28

16

4276

6108

28685

954

360

2781

2631

8256

17547

8640 1973

25456

53232

88643

81798

536

81262

81798

-737

27005

954

252

2753

40 1174

1214

428

952 21

1400

2614

7713

16206

7949 1889

23148

48956

82535

2025

88438

1972

0

126

28

17

3971

6114

35054

1036

420

2781

2664

8256

16956

8636 2058

23138

50408

92363

82324

571

81753

82324

-3925

33082

1036

294

2753

40 1181

1221

453

952 21

1427

2648

7713

15655

7945 1969

21100

46437

86249

2026

88945

1990

0

144

28

17

3987

6166

34907

1118

480

2781

2664

8256

17189

8584 2135

23109

50689

92639

82779

560

82219

82779

-3694

32917

1118

336

2753

40 1188

1228

446

953 21

1419

2647

7713

15876

7897 2045

21067

46702

86473

2027

89394

1999

0

162

28

17

3978

6184

35498

1200

540

2781

2669

8256

17208

8339 1990

23042

50495

93182

83210

550

82660

83210

-3789

33499

1200

378

2753

40 1199

1239

438

955 21

1414

2652

7713

15897

7672 1902

21006

46517

86999

2028

89856

2003

0

180

28

17

3999

6226

35478

1282

600

2781

2677

8256

17193

8478 1983

23338

50770

93587

83630

560

83070

83630

-3731

33476

1281

420

2753

40 1202

1242

445

952 21

1418

2660

7713

15887

7800 1895

21276

46771

87361

2029

90258

2022

0

198

28

17

3982

6247

35834

1363

660

2781

2685

8256

17022

8523 1923

23244

50445

93768

84011

561

83450

84011

-3511

33812

1363

462

2753

40 1209

1249

446

952 21

1419

2668

7713

15724

7841 1837

21189

46463

87521

2030

90419

1959

0

216

28

17

3846

6066

34824

1445

720

2781

2678

8256

17134

8473 1943

21951

49283

91732

84353

542

83811

84353

-1312

32865

1445

504

2753

40 1216

1256

432

953 21

1405

2661

7713

15830

7795 1855

20039

45437

85665

2031

90829

1999

0

234

28

17

3844

6122

35465

1527

780

2781

2702

8256

17299

8272 1946

21877

49378

92633

84707

557

84150

84707

-1803

33466

1527

546

2753

40 1226

1266

443

955 21

1419

2685

7713

15987

7610 1858

19976

45534

86511

2032

91169

1954

0

252

28

17

3870

6121

34697

1609

840

2781

2717

8256

17365

8408 1965

22184

49770

92413

85048

576

84472

85048

-1244

32743

1609

588

2753

40 1230

1270

457

952 21

1430

2700

7713

16051

7735 1878

20258

45900

86292

2033

Tab. 5.5.4 ÚPLNÁ VÝROBNÍ BILANCE ELEKTŘINY V ELEKTRIZAČNÍ SOUSTAVĚ ČESKÉ REPUBLIKY VE VARIANTĚ JADERNÉ A - ROČNÍ [GWh]

Skupina zdrojů:

91472

1974

0

270

28

17

3846

6135

35069

1691

900

2781

2713

8256

17194

8399 1911

21998

49359

92513

85337

561

84775

85337

-1041

33095

1691

630

2753

40 1237

1277

446

952 21

1419

2696

7713

15887

7727 1825

20088

45513

86377

2034

91739

1975

0

288

28

17

3839

6147

35016

1773

960

2781

2703

8256

17409

8487 1896

21778

49339

92570

85593

537

85056

85593

-830

33041

1772

672

2753

40 1244

1283

428

953 21

1402

2685

7713

16089

7808 1809

19889

45500

86423

2035

91989

2002

0

306

28

17

3772

6125

35532

1854

1020

2781

2720

6663

17553

8357 2150

22342

48709

92616

85865

544

85321

85865

-627

33530

1854

714

2753

40 1254

1294

433

955 21

1409

2703

6248

16228

7688 2061

20401

44937

86491

2036

92275

1996

0

324

28

17

3792

6158

35378

1936

1080

2781

2726

6663

91997

2200

0

342

28

17

3070

5657

40270

2018

1140

2781

2729

6663

18132

8439 3926 17578

14192 8490 2148

42913

91851

86340

546

85794

86340

146

38070

2018

798

2753

40 1264

1304

434

952 21

1408

2712

6248

16755

7764 3799

13041

39843

86194

2038

22597

48987

92887

86118

551

85566

86118

-612

33381

1936

756

2753

40 1258

1297

439

952 21

1412

2709

6248

16254

7811 2059

20633

45194

86730

2037

92158

2178

0

360

28

17

3062

5646

39949

2100

1200

2781

2708

6663

18303

8380 3849

13952

42768

91505

86512

506

86006

86512

652

37771

2100

840

2753

40 1271

1311

405

953 21

1379

2690

6248

16916

7710 3724

12817

39706

85860

2039

92428

2209

0

378

28

18

3072

5705

40408

2182

1260

2781

2735

6663

18600

8171 3908

13865

43036

92402

86723

526

86197

86723

26

38199

2181

882

2753

40 1282

1322

420

955 21

1396

2718

6248

17196

7517 3781

12738

39964

86697

2040

Strategické směry rozvoje ES ČR

5

strana 109

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

Obr. 5.5.8 VYUŽITÍ POHOTOVÉHO VÝKONU NOVÝCH SKUPIN ZDROJŮ - VARIANTA JADERNÁ A 100 90 80 70

[%]

60 50 40 30 20 10 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 Hnědouhelné bloky 660 MW

Nové zdroje - černé uhlí

Nové zdroje - paroplynové jednotky

Nové zdroje - spalovací - otevřený cyklus

Nové jaderné elektrárny

Nejdelší „historii“ v tomto grafu mají hnědouhelné bloky 660 MW. Jejich využití se pohybuje nejčastěji mezi 85 až 90 procenty. O něco dražší černouhelné bloky dosahují do roku 2025 typického využití okolo 60 %. V roce 2026 jsou likvidovány některé stávající tepelné elektrárny, je zprovozněn nový jaderný blok a využití černouhelných bloků se zvyšuje na hladinu okolo 65 %. Těchto výsledků je dosahováno v situaci, kdy potřeba hnědého uhlí pro elektrárenské zdroje převyšuje ve variantě útlumové možnosti tuzemské těžby, což dává příležitost k využívání černouhelných bloků. Nižší využívání zdrojů v roce 2018 souvisí s tím, že v tomto roce téměř končí významná etapa likvidace stávajících elektrárenských bloků, možnosti vývozu elektřiny se z hlediska spolehlivosti snižují na minimum a potřeba hnědého uhlí se „na okamžik“ vyrovnává možnostem těžby ve zmíněné útlumové variantě. Využití plynových jednotek v otevřeném cyklu se po náběhu udržuje okolo hladiny 20 %. Jednotky typicky najíždějí do denních sestav na krytí zatížení denní části dne a udržují přitom rezervu TR+. Podobné výsledky vykazují i paroplynové bloky, v období do roku 2027, čili přibližně do nástupu nového jaderného bloku, je ale jejich využití zhruba o 5 % vyšší. Jejich využití se rapidně zvyšuje až s nástupem druhého jaderného bloku, což souvisí s odstavením další velké části stávajících hnědouhelných bloků. Paroplynové bloky pak bývají v provozu i po celý den a zapojují se do sekundární regulace, kterou patrně odstavované uhelné bloky do té doby dodávaly. Teprve v posledních letech dosahují využití okolo 35 %. Nižší využívání paroplynových bloků v období do roku 2037 jde na vrub okolnostem, na které byl simulační výpočet citlivý. Jedná se o skutečnost, že tyto bloky neměly v soutěži o dodávku elektřiny určeného vlastníka (nebyly např. součástí portfolia zdrojů společnosti ČEZ) a měly poměrně vysoko položenou hodnotu minimálního výkonu. Ověřovací výpočty potvrdily, že při změně těchto podmínek využití paroplynových bloků stoupá a současně využití plynových jednotek klesá, takže paroplynové bloky pak dosahují zhruba o deset procent vyšších hodnot využití proti plynovým jednotkám, Z toho vyplývá, že v reálných podmínkách budoucího provozu je možno počítat s jejich vyšším využitím i v období do roku 2037. Nové jaderné bloky po celou dobu své existence pracují s využitím okolo 95 %. Účastní se dodávky podpůrných služeb, což v situaci, kdy výkonový a energetický podíl JE v soustavě vzrůstá a požadavky na PpS jsou vysoké, je adekvátní. Podobných výsledků současně dosahují i stávající JE (nezobrazeno), avšak s výjimkou posledních tří let sledovaného období, ve kterých jejich využití klesá. Dodejme ještě, že využití postupně se redukující skupiny stávajících klasických elektráren, modelovaných jako systémové (rovněž nezobrazeno), se v letech 2016 až 2040 pohybuje okolo

strana 110

únor 2009

Strategické směry rozvoje ES ČR

5

60 %, když v letech 2010 až 2012, ještě s vyššími možnostmi těžby hnědého uhlí, dosahovalo typicky 69 %. V této skupině je hnědé uhlí převažujícím palivem, i když svoje postavení má i černé uhlí, plyn a biomasa. Pro hodnocení regulačních (podpůrných) služeb je účelné rozdělit období let 2016 až 2040 do několika dílčích období. Do roku 2020 se situace postupně zhoršuje, a to v důsledku souběhu několika faktorů. V roce 2016 ještě doznívá situace popsaná v závěru střednědobého období: soustava disponuje dostatkem výkonu, který v důsledku omezených možností těžby hnědého uhlí zůstává částečně nevyužit, a tím se spontánně vytvářejí kladné rezervy výkonu. Bilance služeb je příznivá. V roce 2017 a dalších letech již přebytky výkonu nenastávají, jak bylo výsledky výkonové bilance výše doloženo, a od roku 2018 je bilance mírně deficitní. Vedle toho se (v souladu s očekávanou zhoršující se výkonovou bilancí středoevropského regionu) počítalo s postupným snižováním výkonové úrovně možného dovozu regulační energie ze zahraničí, a to ze 400 MW v roce 2015 do nuly v roce 2020. Navíc exportní saldo již prakticky dosáhlo nulové úrovně a očekávaná velikost PZD v letech 2018 až 2020 tak dosahuje svého časově „lokálního“ minima, je dokonce nižší než v roce 2010. Prostor pro nasazování klasických regulujících bloků do sestav na krytí zatížení se snižuje. Situace se postupně zhoršuje a na konci tohoto „přechodového“ období, v roce 2020, jsou již očekávány standardně deficity PST (točivých kategorií PpS) v řádu stovek hodin ročně, deficity v kategorii DZ (šestihodinové) až do dvou tisíc hodin ročně. Potřeba provozu JE se sníženým výkonem je indikována rovněž v řádu stovek hodin za rok. S různými dílčími výkyvy lze tímto způsobem charakterizovat i období pokračující až do roku 2040. Z něho je však třeba vyčlenit třetí (poslední) část od roku 2026, ve kterém JE pracují se sníženým výkonem mnohem častěji, avšak jak bylo výše komentováno, je to po přírůstku nového pokročilého jaderného bloku nutno považovat za standardní stav v provozu ES. Bližší analýza provozu soustavy ukazuje na stav charakteristický pro roky 2020 až 2025. Na jedné straně se v denních částech dnů často vyskytují nedostatky kladných rezerv výkonu jak točivých (PST), tak netočivých (DZ). Na druhé straně v nočních částech dnů (a mimo pracovní dny) se nezřídka vyskytuje nasazování JE do SR anebo další snižování jejich výkonu. Není možno stanovit měsíční saldo (exportní nebo importní) tak, aby nedošlo ke zhoršení jednoho anebo druhého z těchto jevů. V některých částech roku to není možné ani na kratší období jednoho týdne. Nezbývá dostatečný prostor pro běžné obchodní „nastavení“ celkového zahraničního salda při současném plnění potřeb PpS. Tento stav není příliš uspokojivý. S dalším skokovým zvyšováním podílu JE na instalovaném výkonu a dodávce elektřiny do soustavy, v roce 2026 a v roce 2038, se uvedený stav pochopitelně dále prohlubuje, a to výrazně, a je tedy neuspokojivý. Je nutno poukázat na negativní vliv fotovoltaických elektráren (FVE) v této oblasti, které svým způsobem „přebírají štafetu“ po elektrárnách větrných. Jejich očekávaná expanze začíná zhruba v době saturace nástupu větrných elektráren. Na provoz soustavy však mají vyšší dopad. V této souvislosti uveďme: •

Elektrizační soustava přirozeně „unese“ určitý podíl zdrojů s nahodilým, neregulovatelným, nepredikovatelným či jinak nevhodným diagramem dodávky. Fotovoltaické zdroje přicházejí tedy v době, kdy tato schopnost byla díky větrným zdrojům již velice vyčerpána.

•

FVE jen minimálně přispívají dodávkou v zimě, kdy je zatížení soustavy nejvyšší a kdy by to bylo nejvíce žádoucí.

únor 2009

strana 111

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

•

FVE maximálně přispívají dodávkou v létě, kdy je zatížení soustavy nejnižší a vytlačují tedy regulující zdroje v době, kdy je pro ně k dispozici již menší prostor.

•

Díky tomuto charakteru provozu „obrací“ FVE tvar roční křivky poptávky po PpS, takže nejvyšší poptávka je, bohužel, opět v létě. Tato skutečnost pochopitelně není z výše uvedených ročních průměrů požadavků patrná.

•

Tvarem dodávky během dne sice snižují velikost špičky zbytkového zatížení kolem poledne (výhodné tehdy, pokud zatížení má špičku v této době), avšak ve dnech, kdy je tento efekt nejvyšší, je tvar dodávky také nejširší. Ukazuje se, že ranní začátek dodávky přichází v době, kdy se zatížení nachází ještě v ranním provalu. Místo vyrovnání diagramu se tak zhoršuje ranní proval zatížení.

•

Snížením špičky nezřídka dochází k takovému zploštění diagramu, že vzniká problém, jak umístit do zbytkového diagramu produkci PVE. Přitom potřeba čerpání PVE neklesá (dle předchozího bodu může i stoupat).

Pakliže motivem pro budování FVE je snaha o produkci elektřiny, nezatížené emisemi CO2, tak v okamžiku, kdy 1 MWh dodaná z FVE vyvolá přímo omezení dodávky z JE o 1 MWh, je výsledek této snahy nulový. Protože však FVE charakterem svého provozu vyvolávají nadměrné zvýšení požadavků na PpS, dochází i k situacím, kdy na 1 MWh dodávky FVE připadne zprostředkované omezení dodávky z JE vyšší než 1 MWh. V tom případě by bylo budování FVE kontraproduktivní. Negativní vlivy FVE (a dalších OZE) jsou závažné a je do budoucna nutné je řešit. Přicházejí v úvahu jak konvenční řešení, tak nekonveční (vodík, Redox baterie...), která mají různé vlastnosti. V závěru kap. 5.5.3. bude uveden krátký rozbor použití PVE v souvislostech. Z jeho obsahu na tomto místě uveďme dopředu závěr, že instalace nové PVE by byla vhodnou „odpovědí“ na neuspokojivý stav v oblasti podpůrných služeb, a to i v souvislosti s instalací nového jaderného bloku.

5.5.2 Varianta jaderná B (s omezeným využitím tuzemských zdrojů paliv) Jaderná varianta B (JB) předpokládá, že základem navržené skladby systémových zdrojů bude, stejně jako ve variantě JA, jaderný blok s tlakovodním reaktorem o výkonu 1 200 MW, který ale bude v provozu již od roku 2021, tedy o 5 let dříve než ve variantě JA. Očekává se, že tuzemské zdroje paliv, především hnědé uhlí, budou využity pouze omezeně. Vychází se z toho, že nedojde k prolomení územně-ekologických limitů a že budou zprovozněny pouze dva bloky s výkonem 660 MW s nadkritickými parametry, a to od roku 2013 blok v lokalitě Ledvice (uhlí z lomu Bílina) a od roku 2018 blok v lokalitě Počerady s využitím uhlí z lomu Vršany. Zprovoznění bloku v Počeradech je oproti variantě JA odsunuto o jeden rok a druhý blok v lokalitě Počerady není na rozdíl od varianty JA vůbec budován. Je nastolen zásadní předpoklad, že část produkce uhlí z lomu Vršany (která by se jinak využila pro druhý 660 MW blok) by směřovala do sféry velkého teplárenství. Tento sektor totiž bude, v případě setrvávání na platnosti územně-ekologických limitů, jako první postižen výpadkem dodávek hnědého uhlí na tuzemský trh. Shodně s variantou JA se zprovoznění druhého jaderného bloku (již pokročilé konstrukce s nadkritickými parametry) s výkonem 1 200 MW očekává v roce 2038. Pokud jde o vývoj rozhodujících stávajících zdrojů (zejména tepelných elektráren ČEZ), ten je patrný z obr. 5.1.2, uvedeného v kapitole 5.1. Jde o poněkud odlišný vývoj oproti variantě JA; odlišnost spočívá v prodloužení plánované životnosti celé elektrárny Prunéřov I (4x 110 MW) a dvou nerekonstruovaných bloků v elektrárně Prunéřov II (2x 210 MW) o 5 let, tedy do roku 2020. Kromě toho se předpokládá, že jednotlivé bloky ve stávající elektrárně Počerady budou v provozu o 1 až 3 roky déle než ve variantě JA, tedy mezně do roku 2020. Tento posun je dán pozdějším náběhem nového bloku 660 MW v této lokalitě; s druhým

strana 112

únor 2009

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

blokem se v této variantě nepočítá. Reálnost této rozvojové varianty je samozřejmě podmíněna dodržením termínu zprovoznění prvního nového jaderného bloku v roce 2021. Instalaci všech navrhovaných bloků v jaderné variantě B, a to včetně hnědouhelných bloků 660 MW, lze definovat následovně (v pořadí podle termínů jejich uvedení do provozu, přičemž to může být na začátku roku i v jeho průběhu): •

2013 - hnědouhelný blok 660 MW (PCB-L) v Ledvicích,

•

2018 - hnědouhelný blok 660 MW (PCB-L) v Počeradech, spalovací blok (SCGT) 150 MW, černouhelný blok (PCB-C) 100 MW,

•

2019 - černouhelný blok (PCB-C) 100 MW, 3 paroplynové bloky (CCGT) po 100 MW,

•

2021 - jaderný blok (APWR) 1 200 MW,

•

2026 - paroplynový blok (CCGT) 400 MW,

•

2031 - paroplynový blok (CCGT) 400 MW,

•

2036 - spalovací blok (SCGT) 150 MW,

•

2038 - jaderný blok „pokročilý“ (SCWR) 1 200 MW, paroplynový blok (CCGT) 400 MW.

Skladba nově navrhovaných jednotek, včetně hnědouhelných bloků, je uvedena schématicky na obr. 5.5.9. Obr. 5.5.9

SKLADBA NOVÝCH SYSTÉMOVÝCH BLOKŮ - ZÁMĚRY A NÁVRHY POTŘEBNÝCH VÝKONŮ PRO ZAJIŠTĚNÍ BILANCE - varianta Jaderná B

PCB-L - hnědouhelný blok - 660 MW (uhlí z lomu Bílina) PCB-L - hnědouhelný blok - 660 MW (uhlí z lomu Vršany)

1200 MW

SCGT - spalovací turbína - 150 MW CCGT - paroplynový blok - 400 MW nebo 100 MW

400 MW

PCB-C - černouhelný blok - 100 MW nebo 300 MW

150 MW

APWR - jaderný blok - 1200 MW

400 MW

SCWR - jaderný blok - 1200 MW nebo 1600 MW

400 MW

1200 MW

3x 100 MW 100 MW 100 MW

150 MW

660 MW (Počerady I - uhlí z lomu Vršany)

2040

2039

2038

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

660 MW (Ledvice - uhlí z lomu Bílina)

Úplná skladba zdrojové základny je pak tvořena stávajícími zdroji (jejich stav a další vývoj je popsán v kapitole 5.1), globálně posuzovanými některými skupinami zdrojů (zejména obnovitelné zdroje - viz kapitola 5.2) a výše uvedenými systémovými jednotkami, včetně hnědouhelných bloků 660 MW. Graficky je celková skladba výkonů soustavy uvedena na obr. 5.5.10, který obsahuje členění podle hlavních skupin zdrojů se zdůrazněním nových bloků a na obr. 5.5.11, který tuto skladbu ukazuje v členění podle použitých primárních energetických zdrojů. Obojí pojetí je pak tabelárně uvedeno v tab. 5.5.5.

únor 2009

strana 113

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

Obr. 5.5.10

SKLADBA INSTALOVANÉHO VÝKONU PODLE HLAVNÍCH SKUPIN SE ZVÝRAZNĚNÍM NOVÝCH ZDROJŮ - varianta JADERNÁ B

24 000

Geotermální elektrárny

22 000 Fotovoltaické elektrárny

20 000 18 000

Větrné elektrárny

16 000

Vodní elektrárny

[ MW ]

14 000

Nové jaderné elektrárny

12 000 Nové zdroje - spalovací - otevřený cyklus

10 000 Nové zdroje - paroplynové jednotky

8 000 6 000

Nové zdroje - černé uhlí

4 000

Hnědouhelné bloky 660 MW

2 000

Stávající jaderné elektrárny

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 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

0 Stávající tepelné elektrárny (klasické + plynové)

[ rok ]

Obr. 5.5.11

SKLADBA INSTALOVANÉHO VÝKONU ES ČR PODLE PRIMÁRNÍ ENERGIE - varianta JADERNÁ B

24 000 22 000 20 000 18 000 geotermální energie solární energie větrná energie vodní energie jaderná energie technologické plyny bioplyn biomasa topné oleje zemní plyn černé uhlí hnědé uhlí

16 000

[ MW ]

14 000 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000

2040

2039

2038

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

0

[ rok ]

strana 114

únor 2009

únor 2009 2016

2017

36

0

21

0

- solární energie

- geotermální energie

0

56

800

2 199

3 899

162

10

378

94

758

1 735

8 723

0

76

950

2 201

3 924

156

12

383

93

763

1 735

8 573

0

96

983

2 203

3 924

157

14

388

93

767

1 734

9 036

0

116

1 017

2 205

3 924

159

16

393

93

772

1 734

9 102

0

136

1 049

2 207

3 924

159

18

398

93

777

1 734

9 102

0

218

1 095

2 209

3 924

159

20

403

93

782

1 704

8 870

0

300

1 111

2 211

3 924

159

23

408

93

787

1 704

8 170

5 548 660 0 2 613 1 576 0 0 908 38 3 924 0 723 344 1 145 1 111 300 0

2018

0

381

1 143

2 213

3 924

159

25

413

93

942

1 804

8 030

4 748 1 320 100 2 618 1 576 0 150 915 38 3 924 0 723 346 1 145 1 143 381 0

2019

0

463

1 179

2 215

3 924

159

27

418

93

1 247

1 904

7 630

4 348 1 320 200 2 623 1 576 300 150 922 38 3 924 0 723 348 1 145 1 179 463 0

2020

10

545

1 218

2 217

3 924

159

29

423

93

1 252

1 904

7 630

4 348 1 320 200 2 628 1 576 300 150 929 38 3 924 0 723 350 1 145 1 218 545 10

2021

20

627

1 240

2 219

5 124

159

31

428

93

1 256

1 903

6 566

9 080 1 320 1 850 5 802 1 614

9 011 1 424 5 124 2 219 1 240 627 20

3 288 1 320 200 2 627 1 576 300 150 936 38 3 924 1 200 723 352 1 145 1 240 627 20

2022

30

709

1 285

2 221

5 124

159

33

433

93

1 261

1 903

6 566

9 080 1 320 1 850 5 953 1 614

9 016 1 431 5 124 2 221 1 285 709 30

3 288 1 320 200 2 632 1 576 300 150 943 38 3 924 1 200 723 354 1 145 1 285 709 30

2023

40

791

1 316

2 223

5 124

159

35

438

93

1 266

1 903

6 566

9 080 1 320 1 850 6 090 1 614

9 021 1 438 5 124 2 223 1 316 791 40

3 288 1 320 200 2 637 1 576 300 150 950 38 3 924 1 200 723 356 1 145 1 316 791 40

2024

50

872

1 359

2 225

5 124

159

37

443

93

1 271

1 903

6 566

9 080 1 320 1 850 6 239 1 614

9 026 1 445 5 124 2 225 1 359 872 50

3 288 1 320 200 2 642 1 576 300 150 957 38 3 924 1 200 723 358 1 145 1 359 872 50

2025

60

954

1 390

2 227

5 124

159

39

448

93

1 276

1 903

6 566

9 080 1 320 1 850 6 375 1 614

9 031 1 452 5 124 2 227 1 390 954 60

3 288 1 320 200 2 647 1 576 300 150 964 38 3 924 1 200 723 360 1 145 1 390 954 60

2026

70

1 036

1 390

2 229

5 124

159

41

450

93

1 681

1 903

6 180

8 691 1 320 2 250 6 481 1 614

8 647 1 859 5 124 2 229 1 390 1 036 70

2 899 1 320 200 2 652 1 576 700 150 971 38 3 924 1 200 723 362 1 145 1 390 1 036 70

2027

80

1 118

1 390

2 231

5 124

159

44

455

93

1 686

1 903

6 180

8 691 1 320 2 250 6 587 1 614

8 652 1 866 5 124 2 231 1 390 1 118 80

2 899 1 320 200 2 657 1 576 700 150 978 38 3 924 1 200 723 364 1 145 1 390 1 118 80

2028

90

1 200

1 390

2 233

5 124

159

46

460

93

1 691

1 903

6 180

8 691 1 320 2 250 6 693 1 614

8 657 1 873 5 124 2 233 1 390 1 200 90

2 899 1 320 200 2 662 1 576 700 150 985 38 3 924 1 200 723 366 1 145 1 390 1 200 90

2029

100

1 282

1 390

2 235

5 124

159

48

465

93

1 696

1 903

6 180

8 691 1 320 2 250 6 799 1 614

8 662 1 880 5 124 2 235 1 390 1 282 100

2 899 1 320 200 2 667 1 576 700 150 992 38 3 924 1 200 723 368 1 145 1 390 1 282 100

2030

110

1 363

1 390

2 237

5 124

159

50

470

93

1 701

1 903

6 180

8 691 1 320 2 250 6 905 1 614

8 667 1 887 5 124 2 237 1 390 1 363 110

2 899 1 320 200 2 672 1 576 700 150 999 38 3 924 1 200 723 370 1 145 1 390 1 363 110

2031

120

1 445

1 390

2 239

5 124

159

52

470

93

2 105

1 903

6 075

8 581 1 320 2 650 7 010 1 614

8 562 2 294 5 124 2 239 1 390 1 445 120

2 789 1 320 200 2 677 1 576 1 100 150 1 006 38 3 924 1 200 723 372 1 145 1 390 1 445 120

2032

130

1 527

1 390

2 241

5 124

159

54

475

93

2 110

1 903

6 075

8 581 1 320 2 650 7 116 1 614

8 567 2 301 5 124 2 241 1 390 1 527 130

2 789 1 320 200 2 682 1 576 1 100 150 1 013 38 3 924 1 200 723 374 1 145 1 390 1 527 130

2033

140

1 609

1 390

2 243

5 124

159

56

480

93

2 115

1 903

6 075

8 581 1 320 2 650 7 222 1 614

8 572 2 308 5 124 2 243 1 390 1 609 140

2 789 1 320 200 2 687 1 576 1 100 150 1 020 38 3 924 1 200 723 376 1 145 1 390 1 609 140

2034

150

1 691

1 390

2 245

5 124

159

58

485

93

2 120

1 903

6 075

8 581 1 320 2 650 7 328 1 614

8 577 2 315 5 124 2 245 1 390 1 691 150

2 789 1 320 200 2 692 1 576 1 100 150 1 027 38 3 924 1 200 723 378 1 145 1 390 1 691 150

2035

160

1 773

1 390

2 247

5 124

159

60

490

93

2 125

1 903

6 075

8 581 1 320 2 650 7 434 1 614

8 582 2 322 5 124 2 247 1 390 1 773 160

2 789 1 320 200 2 697 1 576 1 100 150 1 034 38 3 924 1 200 723 380 1 145 1 390 1 773 160

2036

170

1 854

1 390

2 249

5 124

151

62

495

93

2 280

1 903

5 863

8 581 1 320 2 800 7 540 1 394

8 367 2 479 5 124 2 249 1 390 1 854 170

2 789 1 320 200 2 702 1 356 1 100 300 1 041 38 3 924 1 200 723 382 1 145 1 390 1 854 170

2037

180

1 936

1 390

2 251

5 124

151

65

500

93

2 285

1 903

5 863

8 581 1 320 2 800 7 645 1 394

8 372 2 486 5 124 2 251 1 390 1 936 180

2 789 1 320 200 2 707 1 356 1 100 300 1 048 38 3 924 1 200 723 384 1 145 1 390 1 936 180

2038

190

2 018

1 390

2 253

6 324

151

67

505

93

2 690

1 903

4 313

7 031 1 320 4 400 7 751 1 394

6 827 2 893 6 324 2 253 1 390 2 018 190

1 239 1 320 200 2 712 1 356 1 500 300 1 055 38 3 924 2 400 723 386 1 145 1 390 2 018 190

2039

200

2 100

1 390

2 255

6 324

151

69

510

93

2 695

1 903

4 313

7 031 1 320 4 400 7 857 1 394

6 832 2 900 6 324 2 255 1 390 2 100 200

1 239 1 320 200 2 717 1 356 1 500 300 1 062 38 3 924 2 400 723 388 1 145 1 390 2 100 200

2040

210

2 182

1 390

2 257

6 324

151

71

515

93

2 700

1 903

4 313

7 031 1 320 4 400 7 963 1 394

6 837 2 907 6 324 2 257 1 390 2 182 210

1 239 1 320 200 2 722 1 356 1 500 300 1 069 38 3 924 2 400 723 390 1 145 1 390 2 182 210

1) U zdrojů se spalováním více druhů paliv jsou instalované výkony započteny v poměrech jednotlivých spalovaných paliv

18 343 18 815 18 866 19 396 19 532 19 598 19 478 18 890 19 128 19 260 19 404 19 666 19 817 19 954 20 103 20 240 20 356 20 462 20 568 20 674 20 780 21 176 21 281 21 387 21 493 21 599 21 635 21 741 21 896 22 002 22 108

550

350

- větrná energie

17 975

2 197

2 195

- vodní energie

ES ČR celkem

3 874

3 849

- jaderná energie

- bioplyn

8

373

257

- biomasa

162

94

94

- topné oleje

6

753

748

- zemní plyn

162

1735

1735

- technologické plyny

8560

8557

zdrojů podle primární energie

- černé uhlí

1)

- hnědé uhlí

Skladba instalovaného výkonu

6 248 660 0 2 608 1 576 0 0 901 38 3 924 0 723 342 1 145 1 095 218 0

18 343 18 815 18 866 19 396 19 532 19 598 19 478 18 890 19 128 19 260 19 404 19 666 19 817 19 954 20 103 20 240 20 356 20 462 20 568 20 674 20 780 21 176 21 281 21 387 21 493 21 599 21 635 21 741 21 896 22 002 22 108

6 448 660 0 2 665 1 576 0 0 894 38 3 924 0 723 340 1 145 1 049 136 0

17 975

2015

ES ČR celkem

6 448 660 0 2 660 1 576 0 0 887 38 3 924 0 723 338 1 145 1 017 116 0

12 290 12 315 12 420 12 200 12 240 12 240 12 040 11 340 10 540 10 140 10 140 0 0 0 660 660 660 660 660 1 320 1 320 1 320 0 0 0 0 0 0 0 0 250 650 650 4 312 4 756 4 888 4 950 5 018 5 084 5 164 5 276 5 404 5 536 5 680 1 741 1 744 1 558 1 586 1 614 1 614 1 614 1 614 1 614 1 614 1 614

2014

12 265 0 0 3 972 1 738

6 408 660 0 2 655 1 548 0 0 880 38 3 924 0 723 336 1 145 983 96 0

ČEZ -stávající zdroje celkem Hnědouhelné bloky 660 MW celkem Nové zdroje (navržené pro zajištění bilance) celkem Nezávislí výrobci - veřejné zdroje celkem Závodní elektrárny celkem

2013

10 788 10 956 10 804 11 271 11 344 11 349 11 092 10 397 10 362 10 067 10 072 897 904 911 918 925 932 939 946 1 103 1 410 1 417 3 874 3 899 3 924 3 924 3 924 3 924 3 924 3 924 3 924 3 924 3 924 2 197 2 199 2 201 2 203 2 205 2 207 2 209 2 211 2 213 2 215 2 217 550 800 950 983 1 017 1 049 1 095 1 111 1 143 1 179 1 218 36 56 76 96 116 136 218 300 381 463 545 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10

6 628 0 0 2 655 1 520 0 0 873 38 3 924 0 723 334 1 145 950 76 0

10 669 890 3 849 2 195 350 21 0

2012

Klasické parní zdroje celkem Plynové nebo paroplynové zdroje celkem Jaderné elektrárny celkem Vodní elektrárny celkem Větrné elektrárny Fotovoltaické elektrárny Geotermální elektrárny

Přečerpávací Větrné elektrárny Fotovoltaické elektrárny Geotermální elektrárny

Vodní elektrárny

Akumulační a průtočné

Plynové nebo paroplynové zdroje

z obnovitelných a druhotných energetických zdrojů

Jaderné elektrárny

Klasické parní zdroje

Tepelné zdroje spalující fosilní paliva, a dále paliva

6 548 0 0 2 702 1 706 0 0 866 38 3 899 0 723 332 1 145 800 56 0

6 548 0 0 2 537 1 703 0 0 859 38 3 874 0 723 330 1 145 550 36 0

6 548 0 0 2 421 1 700 0 0 852 38 3 849 0 723 328 1 145 350 21 0

2011

2010

2009

skupina

podskupina

skupina

ČEZ, a. s. - stávající včetně retrofitovaných Hnědouhelné bloky 660 MW Nové zdroje - černé uhlí Nezávislí výrobci - veřejné zdroje Závodní elektrárny Nové zdroje - paroplynové jednotky Nové zdroje - spalovací - otevřený cyklus Nezávislí výrobci - veřejné zdroje Závodní elektrárny ČEZ, a. s. - stávající JE Nové JE ČEZ, a. s. Nezávislí výrobci ČEZ, a. s. Nezávislí výrobci Nezávislí výrobci Nezávislí výrobci

Členění zdrojů podle vlastníků zdrojů

PŘEHLED INSTALOVANÝCH VÝKONŮ ZDROJŮ ES ČR V OBDOBÍ LET 2009 až 2040 - varianta jaderná B (JB)

Členění zdrojů podle technologie výroby

Tab. 5.5.5

Strategické směry rozvoje ES ČR

5

strana 115

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

Obdobně jako v předešlé kapitole uvádíme výsledky obou výpočtů (výpočetních kol) provedených pravděpodobnostním modelem. V prvním kole byly opět určeny objemy celkového salda tak, aby navržená rozvojová varianta zdrojové základny ES ČR splňovala požadovanou racionální spolehlivost, vyjádřenou hodnotami LOLE. Velikosti celkového salda pro variantu jadernou B jsou uvedeny na obr. 5.5.12. Z obrázku je zřejmé, že varianta umožňuje prakticky v celém období export elektřiny. Stejně jako u varianty jaderné A exportní možnosti do roku 2020 rychle klesají vlivem nedostatku HU. Obnovenou exportní schopnost (blížící se objemům až 3 TWh) vykazuje ES ČR v této variantě od roku 2021, a to vlivem dřívějšího zprovoznění nového jaderného bloku o instalovaném výkonu 1 200 MW. Obr. 5.5.12 Export (+) / import (-) elektřiny [ TWh ] - Varianta jaderná B 5.0 4.0

4.0 3.3

3.2

3.0

[ TWh ]

3.0

3.0

2.6

2.3

1.9

2.0

2.4

2.3

2.1

1.8

1.7 1.7

2.3

2.0 1.7

1.6

1.9 1.2

1.0

1.0 0.5

0.4 0.0 0.0

0.0

2040

2039

2038

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

-1.0

[ rok ]

Obr. 5.5.13 DOSAŽENÁ MÍRA SPOLEHLIVOSTI ES ČR VYJÁDŘENÁ HODNOTAMI LOLE Varianta jaderná B 1.00

LOLE [d/r]

LOLE [dny/rok]

0.80

Norm a [d/r]

0.60

0.40

0.20

2040

2039

2038

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

0.00

[ rok ]

strana 116

únor 2009

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

Obr. 5.5.13 uvádí průběh dosažené spolehlivosti společně s požadovanou normou. Průběh dosažené spolehlivosti (vyjádřené ukazatelem LOLE) je opět od roku 2021 vyrovnaný, s mírným převýšením oproti požadované hodnotě racionální spolehlivosti (normě). To považujeme za akceptovatelné. Samozřejmě by bylo možné, v některých obdobích roku, operativně omezit navržený export, ale pro stanovení palivové a emisní bilance jsme považovali za účelné volit hodnoty exportu o něco vyšší. Tab. 5.5.6 uvádí výkonovou bilanci po jednotlivých letech. Období 2016 až 2020 je obdobím s přebytkem instalovaného výkonu, ale s omezením exportu vlivem projevujícího se nedostatku hnědého uhlí. Tab. 5.5.6

NETTO VÝKONOVÁ BILANCE ES ČR [MW] (Průměrné roční hodnoty z výkonů v hodinách denních maxim zatížení pracovních dnů úterý až pátek) Varianta jaderná B Pohotový výkon zdrojů

Rok

Modelovaných individuálně

Celkem Celkem

KE

JE

PPE

AVE

Modelovaných ve skupinách PVE

Celkem

TEP

ZE

VEprůt

VTE

Saldo GTE

Zatížení

Potřebná záloha výkonu

FVE

Výsledek bilance + přebytek - nedostatek výkonu

2016

13465

11544

6966

3255

511

297

515

1921

557

934

129

253

0

48

-362

9863

2231

1009

2017

12816

10876

6366

3186

519

297

508

1940

564

937

130

244

0

65

-209

10000

2059

548

2018

12755

10773

6116

3209

635

299

513

1982

571

939

131

257

0

84

-43

10103

2120

490

2019

12607

10581

5631

3211

915

306

517

2026

576

939

132

279

0

100

0

10188

2126

292

2020

12653

10614

5625

3217

948

302

523

2039

579

934

133

269

5

120

0

10238

2134

281

2021

12991

10917

4916

4213

958

302

527

2075

586

937

133

267

10

141

-299

10362

2347

-16

2022

13232

11117

5155

4242

900

305

516

2115

592

937

134

285

15

152

-461

10423

2358

-10

2023

13241

11090

5188

4163

916

304

519

2151

598

937

135

289

20

172

-345

10502

2418

-24

2024

13340

11141

5152

4230

928

303

528

2199

602

935

136

306

25

195

-379

10544

2435

-18

2025

13317

11081

5144

4162

940

302

533

2236

610

937

137

309

31

212

-265

10655

2417

-19

2026

13390

11131

4840

4170

1277

307

537

2258

615

937

137

301

36

233

-246

10711

2448

-15

2027

13395

11112

4794

4186

1286

310

536

2283

621

937

138

300

41

247

-187

10745

2465

-4

2028

13422

11104

4790

4180

1303

312

519

2318

623

934

139

308

46

267

-188

10775

2466

-8

2029

13516

11165

4840

4174

1313

304

534

2351

633

939

140

313

51

275

-204

10878

2457

-23

2030

13593

11196

4857

4210

1290

307

531

2396

638

939

141

329

56

294

-176

10920

2503

-7

2031

13773

11362

4686

4187

1646

312

532

2411

644

937

141

308

61

319

-258

10952

2588

-24

2032

13847

11437

4683

4214

1694

314

532

2410

646

934

142

297

66

325

-343

10944

2586

-26

2033

13920

11454

4748

4153

1706

313

533

2466

654

937

143

308

71

353

-276

11031

2633

-20

2034

13924

11430

4759

4181

1655

313

522

2494

659

937

144

306

77

372

-255

11071

2622

-24

2035

13941

11408

4707

4191

1663

314

533

2533

667

939

144

314

82

386

-231

11105

2626

-21

2036

13950

11549

4706

4168

1821

313

541

2400

669

757

145

326

86

417

-190

11105

2665

-10

2037

14054

11639

4751

4181

1846

312

548

2415

677

759

146

301

92

441

-218

11177

2678

-19

2038

14071

11659

3443

5201

2163

310

542

2412

682

759

147

300

97

427

-135

11185

2756

-5

2039

14037

11583

3409

5146

2180

319

529

2455

688

759

148

309

102

449

-53

11209

2788

-12

2040

14106

11622

3405

5176

2199

324

518

2484

690

756

148

305

107

477

-118

11206

2791

-9

Požadované hodnoty velikosti jednotlivých regulačních záloh, uvedené pomocí ročních průměrů na obr. 5.5.14, mají obdobnou velikost jako průměrné roční hodnoty u varianty jaderné A. Výraznější rozdíl je u rychle startující zálohy, která se zvyšuje již v roce 2021 vlivem zařazení nového 1 200 MW bloku do soustavy, protože požadavek se odvozuje od velikosti největšího bloku v soustavě. Shodně s variantou JA bylo provedeno přerozdělení požadavků na sekundární regulaci „ve prospěch“ kategorie QS 10 (světlemodré křivky) až do té úrovně, která odpovídá dosavadní praxi v ES ČR. Tím byly opět požadované velikosti v kategorii SR i QS na určitou dobu stabilizovány. U původních požadavků na QS je patrno navýšení v roce 2021 v souvislosti se spuštěním nového jaderného bloku, tj. největšího bloku v ES o výkonu 1 200 MW, oproti variantě JA o pět let dříve. To se zase zpětně projevilo v případě přerozdělených požadavků, a to navýšením konečných požadavků na točivou SR od toho roku. Od roku 2038 dochází ještě k mírnému navýšení, protože v tomto roce se uvádí do provozu další jaderný blok o výkonu 1 200 MW, přitom vždy jeden z nich je v provozu celoročně.

únor 2009

strana 117

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

Obr. 5.5.14 ROČNÍ PRŮMĚRY POŽADAVKŮ NA PpS V LETECH 2016 AŽ 2040, VARIANTA JB 1100 1000 900 800

[ MW ]

700 600 500 400 300 200 100 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

PR QS před úpravou QS

SR před úpravou DZ TR+ bez SCGT

TR+ Pinst navržených SCGT TR- bez RO

TRSR

U terciární regulace kladné je řešením stejného druhu, čili přerozdělením směrem k netočivým rezervám, instalace nových plynových jednotek v otevřeném cyklu, schopných najetí ze stojícího stavu do 30 minut (služba DZ30, ekvivalent TR+), shodně s variantou JA. Z obrázku je patrno, že zbývající požadavky na točivou podobu TR+ byly instalací plynových jednotek 150 MW v letech 2018 a 2037 opakovaně omezeny na zhruba úroveň roku 2017. U záporné terciární regulace se opět uvažuje s možností služby rychlého odstavení do 30 minut (RO). V obrázku je vidět, že s pomocí tohoto opatření byly zbývající požadavky na točivou TR- opět stabilizovány. Požadavky na netočivý ekvivalent (RO) pak kryjí veškerý další nárůst celkových potřeb TR-a proto postupně stoupají od nuly až do úrovně necelé třetiny celku. K obecným technickým možnostem elektrárenských bloků poskytovat PpS tak, jak byly výpočetně použity, se vyjadřuje tab. 5.5.7. Tab. 5.5.7 PŘEHLED TECHNICKÝCH MOŽNOSTÍ ELEKTRÁREN PRO ZABEZPEČENÍ PRIMÁRNÍ, SEKUNDÁRNÍ A TERCIÁRNÍ REGULACE U NOVÝCH BLOKŮ, VARIANTA JB Elektrárna

PCB-L PCB-C SCGT CCGT CCGT APWR SCWR

P ins

Primární regulace

Sekundární regulace

Terciární regulace

regulační pásma bloku bez započtení PR

změny výkonu bloku

regulační rozsah

[MW]

±[MW]

[MW]

±[MW / min]

[MW]

660 100 150 100 400 1200 1200

10 3 7 28 36 36

264 - 444 480 - 660 40 - 100 30 - 150 40 - 100 160 - 280 280 - 400 120 MW 120 MW

9 7 30 10 40 6 6

$ $ $ $ $ 180 MW 180 MW

Poznámky: - Znak $ znamená, že rozsah pro TR je shodný s rozsahem pro SR, přitom hranice regulačních pásem nehrají roli

Jsou v ní uvedeny jen schopnosti nových zdrojů, schopnosti stávajících zdrojů jsou uvažovány shodně s tabulkou 4.5.4 z kapitoly 4.5.3. Pokud jde o termíny najetí u nových bloků, nebo naopak vyřazení z provozu u stávajících bloků, čili stanovení aktuálního počtů bloků daného druhu k určitému letopočtu, odkazujeme na výše uvedené informace o vývoji instalovaných výkonů v ES ČR.

strana 118

únor 2009

únor 2009

10558

- Veřejné nezávislé zdroje

75795

75209

Zdroje celkem (obstaráno celkem)

Tuzemská spotřeba netto + síťové ztráty

11426

- Veřejné nezávislé zdroje

Tuzemská spotřeba brutto

Jaderné elektrárny

Fotovoltaické elektrárny

Geotermální elektrárny

81651

1727

0

0

16

22

Větrné elektrárny

4091

Vodní elektrárny

5856

Elektrárny na fosilní paliva a biomasu

29478

218

Vlastní spotřeba celkem

Jaderné elektrárny

Fotovoltaické elektrárny

0

2191

Větrné elektrárny

Geotermální elektrárny

2611

Vodní elektrárny

8256

4593 0

- Závodní elektrárny

30649

50330

Elektrárny na fosilní paliva a biomasu

- řada 660 MW - Nové zdroje - neurčený vlastník

84828

Výroba elektřiny celkem

- ČEZ, a. s.

75795

Tuzemská spotřeba (užito celkem)

586

-3177

Spotřeba na čerpání

27751

Saldo zahraničí

218

Jaderné elektrárny

Fotovoltaické elektrárny

0

2169

Větrné elektrárny

Geotermální elektrárny

40 1115

- akumulační - průtočné

456

465

1155

- přečerpávací

- Nezávislí výrobci

82500

1687

0

0

22

16

4154

5880

28802

300

0

2223

2603

8256

12085

4564 0

30094

50435

84363

76620

574

76046

76620

-1863

27115

300

0

2200

40 1119

1159

952 21

1429

2587

7713

11164

4199 0

27404

46281

78484

2017

954 21

1440

- ČEZ, a. s.

- akumulační - průtočné

2595

Vodní elektrárny

7713

4225 0

- Závodní elektrárny

27969

46240

Elektrárny na fosilní paliva a biomasu

- řada 660 MW - Nové zdroje - neurčený vlastník

78972

- ČEZ, a. s.

2016

Dodávka elektřiny celkem

83242

1700

0

0

23

16

4087

5826

29053

381

0

2287

2608

8256

12274

8512 261

28487

49277

83607

77416

571

76845

77416

-365

27353

381

0

2264

40 1126

1166

453

952 21

1427

2592

7713

11331

7831 250

25897

45191

77781

2018

83976

1700

0

0

24

16

4125

5864

28993

463

0

2359

2577

8256

12583

8467 1341

27404

49583

83976

78112

519

77593

78112

0

27294

463

0

2335

40 1133

1173

415

953 21

1389

2561

7713

11621

7789 1282

24842

45459

78112

2019

84705

1698

0

18

24

16

4152

5908

29028

545

60

2436

2578

8256

12878

8311 1662

27263

50058

84705

78797

504

78293

78797

0

27330

545

42

2411

40 1143

1183

404

955 21

1379

2562

7713

11899

7646 1583

24711

45907

78797

2020

85353

1977

0

36

25

16

3778

5832

35117

627

120

2480

2623

8256

12548

8533 1963

24245

47011

87977

79521

563

78958

79521

-2624

33139

627

84

2455

40 1147

1186

447

952 21

1420

2606

7713

11598

7850 1871

22051

43233

82145

2021

86111

2034

0

54

26

16

3859

5989

36069

709

180

2570

2609

8256

12498

8657 1981

25275

48009

90145

80122

534

79588

80122

-4034

34035

709

126

2544

40 1154

1193

426

952 21

1399

2592

7713

11544

7965 1889

23005

44150

84156

2022

86688

1986

0

72

26

16

3860

5961

35273

791

240

2633

2623

8256

12528

8821 1964

25401

48148

89707

80727

543

80184

80727

-3019

33286

791

168

2606

40 1160

1200

432

953 21

1406

2606

7713

11577

8115 1873

23126

44288

83745

2023

87309

2039

0

90

27

17

3847

6020

36139

872

300

2719

2642

8256

12613

8402 1953

25145

47966

90638

81289

551

80738

81289

-3328

34099

872

210

2691

40 1171

1211

439

955 21

1414

2625

7713

11660

7729 1862

22884

44119

84618

2024

87806

1970

0

108

28

17

3878

6000

34998

954

360

2781

2637

8256

12714

8651 1957

25486

48413

90143

81806

544

81262

81806

-2338

33029

954

252

2753

40 1174

1214

433

952 21

1406

2620

7713

11756

7959 1867

23200

44535

84143

2025

88209

1989

0

126

28

17

3758

5918

35316

1036

420

2781

2640

8256

12922

8891 2717

24251

48145

90338

82291

538

81753

82291

-2129

33327

1036

294

2753

40 1181

1221

429

952 21

1402

2623

7713

11942

8180 2610

22122

44387

84420

2026

88675

2002

0

144

28

17

3741

5932

35469

1118

480

2781

2637

8256

12974

8704 2651

23969

47849

90334

82743

524

82219

82743

-1659

33467

1118

336

2753

40 1188

1228

419

953 21

1393

2621

7713

11995

8008 2546

21854

44108

84402

2027

89154

2010

0

162

28

17

3746

5963

35667

1200

540

2781

2655

8256

13118

8488 2614

23999

47987

90829

83192

531

82660

83192

-1675

33656

1200

378

2753

40 1199

1239

424

955 21

1400

2638

7713

12133

7809 2510

21885

44241

84867

2028

89616

2008

0

180

28

17

3791

6024

35559

1282

600

2781

2648

8256

13249

8676 2617

24453

48574

91443

83592

522

83070

83592

-1827

33551

1281

420

2753

40 1202

1242

417

952 21

1390

2632

7713

12256

7982 2513

22301

44782

85419

2029

90019

2030

0

198

28

17

3766

6038

35947

1363

660

2781

2662

8256

13065

8679 2573

24269

48163

91576

83981

531

83450

83981

-1558

33917

1363

462

2753

40 1209

1249

423

952 21

1397

2645

7713

12081

7984 2470

22134

44398

85538

2030

90311

2046

0

216

28

17

3727

6034

36213

1445

720

2781

2620

8256

13805

8619 3465

23291

48817

92596

84277

466

83811

84277

-2285

34167

1445

504

2753

40 1216

1256

374

953 21

1348

2603

7713

12767

7929 3342

21267

45090

86562

2031

90728

2081

0

234

28

17

3753

6113

36772

1527

780

2781

2634

8256

14077

8519 3486

23426

49244

93738

84616

466

84150

84616

-3009

34691

1527

546

2753

40 1226

1266

375

955 21

1351

2617

7713

13023

7837 3363

21392

45491

87625

2032

91059

2037

0

252

28

17

3783

6117

36040

1609

840

2781

2637

8256

14149

8702 3397

23791

49593

93499

84942

470

84472

84942

-2440

34003

1609

588

2753

40 1230

1270

377

952 21

1350

2620

7713

13092

8005 3276

21729

45810

87382

2033

Tab. 5.5.8 ÚPLNÁ VÝROBNÍ BILANCE ELEKTŘINY V ELEKTRIZAČNÍ SOUSTAVĚ ČESKÉ REPUBLIKY VE VARIANTĚ JADERNÉ B - ROČNÍ [GWh]

Skupina zdrojů:

91389

2052

0

270

28

17

3766

6133

36312

1691

900

2781

2652

8256

14037

8706 3367

23645

49304

93640

85256

481

84775

85256

-2250

34260

1691

630

2753

40 1237

1277

385

952 21

1359

2635

7713

12981

8010 3247

21597

45537

87506

2034

91654

2061

0

288

28

17

3745

6139

36393

1773

960

2781

2644

8256

14180

8720 3400

23285

49121

93671

85515

459

85056

85515

-2017

34332

1772

672

2753

40 1244

1283

370

953 21

1344

2627

7713

13117

8023 3279

21267

45375

87532

2035

91869

2077

0

306

28

17

3677

6105

36731

1854

1020

2781

2646

6663

14418

8547 3687

23748

48517

93548

85765

444

85321

85765

-1679

34654

1854

714

2753

40 1254

1294

359

955 21

1335

2629

6248

13343

7863 3562

21686

44840

87443

2036

92149

2073

0

324

28

17

3721

6163

36615

1936

1080

2781

2626

6663

91788

2309

0

342

28

17

2913

5609

42090

2018

1140

2781

2606

6663

15129

8607 5898 14560

14658 8732 3659

42349

92984

86179

385

85794

86179

-1196

39781

2018

798

2753

40 1264

1304

312

952 21

1285

2589

6248

13998

7919 5727

13463

39436

87375

2038

24163

49045

94083

85986

420

85566

85986

-1933

34542

1936

756

2753

40 1258

1297

339

952 21

1312

2609

6248

13477

8034 3535

22064

45324

87920

2037

91961

2270

0

360

28

17

2900

5575

41502

2100

1200

2781

2611

6663

15195

8610 5917

14462

42238

92431

86386

380

86006

86386

-470

39231

2100

840

2753

40 1271

1311

310

953 21

1283

2595

6248

14064

7921 5745

13280

39338

86856

2039

92186

2308

0

378

28

17

2905

5636

42019

2182

1260

2781

2604

6663

15405

8407 5929

14393

42391

93236

86550

353

86197

86550

-1050

39711

2181

882

2753

40 1282

1322

289

955 21

1265

2587

6248

14262

7734 5757

13218

39486

87600

2040

Strategické směry rozvoje ES ČR

5

strana 119

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

Se všemi tuzemskými elektrárenskými bloky byla provedena simulace obchodu a provozu v ES ČR, při které byly dle možností pokrývány nejen uvedené potřeby PpS, ale i shora uvedené saldo zahraničního obchodu s elektřinou a zejména tuzemská spotřeba. Celoroční údaje o tom, jak byla jednotlivými skupinami zdrojů od roku 2016 do roku 2040 kryta dodávka elektřiny, uvádí tab. 5.5.8 v technologickém a částečně i ve vlastnickém členění. Pokud jde o nové zdroje, podrobnější pohled na jejich provoz poskytuje obr. 5.5.15, zobrazující rovněž dodávku elektřiny, a dále graf využití pohotového výkonu na obr. 5.5.16. Obr. 5.5.15 DODÁVKA ELEKTŘINY PODLE HLAVNÍCH SKUPIN SE ZVÝRAZNĚNÍM NOVÝCH ZDROJŮ - varianta JADERNÁ B 100 000 Geotermální elektrárny

90 000

Fotovoltaické elektrárny

80 000

Větrné elektrárny

70 000

Vodní elektrárny

[ GWh ]

60 000

Nové jaderné elektrárny

50 000

Nové zdroje - spalovací - otevřený cyklus

40 000

Nové zdroje - paroplynové jednotky

30 000 20 000

Nové zdroje - černé uhlí

10 000

Hnědouhelné bloky 660 MW Stávající jaderné elektrárny

2010 2011 2012 2013 2014 2015 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

0

Stávající tepelné elektrárny

[ rok ]

Obr. 5.5.16 VYUŽITÍ POHOTOVÉHO VÝKONU NOVÝCH SKUPIN ZDROJŮ - VARIANTA JADERNÁ B 100 90 80 70

[%]

60 50 40 30 20 10 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 Hnědouhelné bloky 660 MW

strana 120

Nové zdroje - černé uhlí

Nové zdroje - paroplynové jednotky

Nové zdroje - spalovací - otevřený cyklus

Nové jaderné elektrárny

únor 2009

Strategické směry rozvoje ES ČR

5

Výsledky zobrazené v tomto grafu by bylo možno slovně komentovat většinou stejně, jako tomu bylo ve variantě JA. Liší se tím, že nové černouhelné bloky dosahují typického využití téměř 70 %. Nové jaderné bloky po celou dobu své existence pracují s využitím okolo 95 až 96 %. Účastní se dodávky podpůrných služeb, což v situaci, kdy výkonový a energetický podíl JE v soustavě vzrůstá a požadavky na PpS jsou vysoké, je adekvátní. O něco lepších výsledků současně dosahují i stávající JE (nezobrazeno), avšak s výjimkou posledních tří let, ve kterých jejich využití klesá. Dodejme ještě, že využití postupně se redukující skupiny stávajících klasických elektráren modelovaných jako systémové (rovněž nezobrazeno) oproti variantě JA po roce 2025 vzrůstá a pohybuje se okolo 65 %. Také pro hodnocení regulačních (podpůrných) služeb platí, že by je bylo možno slovně komentovat většinou stejně, jako tomu bylo ve variantě JA. Rozdíly jsou v zásadě dva. Díky dřívější instalaci nového jaderného bloku (v této variantě již od roku 2021) nastává situace, vyskytující se ve variantě JA až od roku 2026, která se vyznačuje neuspokojivým stavem při plnění podpůrných služeb. Další rozdíly se týkají období do roku 2020. Prodloužení života některých stávajících uhelných bloků oproti variantě JA způsobuje, že v tomto případě až v roce 2017 (oproti roku 2016 ve variantě JA) doznívá situace popsaná v závěru střednědobého období: soustava disponuje dostatkem výkonu, který v důsledku omezených možností těžby hnědého uhlí zůstává částečně nevyužit, a tím se spontánně vytvářejí kladné rezervy výkonu. Bilance služeb je příznivá. Teprve v roce 2018 je indikováno dílčí zhoršení v oblasti PST, do roku 2020 se pak situace rychle zhoršuje na úroveň varianty JA. Uvedené prodloužení života některých stávajících uhelných bloků až do roku 2020 má za následek bezproblémovou bilanci v kategorii DZ, která trvá až do tohoto roku. Pokud jde o vzdálenější období, opět odkazujeme na konec textu kap. 5.5.3. kde bude uveden krátký rozbor použití PVE v souvislostech. Z jeho obsahu na tomto místě uveďme dopředu závěr, že instalace nové PVE by byla vhodnou „odpovědí“ na neuspokojivý stav v oblasti podpůrných služeb, a to i v souvislosti s instalací nového jaderného bloku.

5.5.3 Varianta klasická K (minimalistická) Klasická varianta K je koncipována na předpokladu, že se v dohledné době nepodaří společensky prosadit výstavbu nových jaderných zdrojů a že tento problém bude přesunut na další generace. Přitom se očekává, že tuzemské zdroje paliv, především hnědé uhlí, budou maximálně využity, a to shodně s variantou JA. To tedy znamená, že budou prolomeny limity těžby hnědého uhlí a budou vybudovány celkem tři hnědouhelné bloky s výkonem 660 MW a s nadkritickými parametry. První z těchto bloků bude v provozu od roku 2013 v lokalitě Ledvice, založený na využívání uhlí z lomu Bílina, další dva bloky budou instalovány v lokalitě Počerady s využitím uhlí z lomu Vršany, přičemž jejich zprovoznění se předpokládá v letech 2017 a 2018. Principiálně není předem dáno, kdo bude investorem nových zdrojů v této lokalitě - může to být jak společnost ČEZ, tak i jiný investor (např. uhelná společnost, případně spojená s dalším investorem). V modelovém řešení je použito kompromisní řešení „půl na půl“, tj. jeden blok ve vlastnictví ČEZ, druhý blok ve vlastnictví jiného subjektu. Vývoj stávajících zdrojů (zejména tepelných elektráren ČEZ) je opět shodný s variantou JA a je patrný z obr. 5.1.1, uvedeného v kapitole 5.1. Rozvoj soustavy je na rozdíl od obou jaderných variant založen na výstavbě systémových bloků na fosilní paliva, a to na dovozové černé uhlí a na zemní plyn. Teprve v poslední fázi rozvojového období, v roce 2038, se uvažuje s uplatněním jaderného bloku, ale na rozdíl od obou jaderných variant jde tentokrát o blok s výkonem 1 600 MW, samozřejmě již pokročilé konstrukce. Instalaci všech navrhovaných bloků

únor 2009

strana 121

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

v klasické variantě K, a to včetně hnědouhelných bloků 660 MW, lze pak definovat následovně (v pořadí podle termínů jejich uvedení do provozu, přičemž to může být na začátku roku i v jeho průběhu): •

2013 - hnědouhelný blok 660 MW (PCB-L) v Ledvicích,

•

2017 - hnědouhelný blok 660 MW (PCB-L) v Počeradech,

•

2018 - další hnědouhelný blok 660 MW (PCB-L) v Počeradech, spalovací blok (SCGT) 150 MW, černouhelný blok (PCB-C) 100 MW,

•

2019 - černouhelný blok (PCB-C) 100 MW, paroplynový blok (CCGT) 400 MW,

•

2026 - paroplynový blok (CCGT) 400 MW,

•

2031 - černouhelný blok (PCB-C) 300 MW,

•

2036 - spalovací blok (SCGT) 150 MW,

•

2038 - jaderný blok „pokročilý“ (SCWR) 1 600 MW, paroplynový blok (CCGT) 400 MW.

Skladba nově navrhovaných jednotek včetně hnědouhelných bloků je uvedena schématicky na obr. 5.5.17.

Obr. 5.5.17

SKLADBA NOVÝCH SYSTÉMOVÝCH BLOKŮ - ZÁMĚRY A NÁVRHY POTŘEBNÝCH VÝKONŮ PRO ZAJIŠTĚNÍ BILANCE - varianta Klasická K

PCB-L - hnědouhelný blok - 660 MW (uhlí z lomu Bílina) PCB-L - hnědouhelný blok - 660 MW (uhlí z lomu Vršany)

1600 MW

SCGT - spalovací turbína - 150 MW CCGT - paroplynový blok - 400 MW nebo 100 MW PCB-C - černouhelný blok - 100 MW nebo 300 MW

400 MW

APWR - jaderný blok - 1200 MW

150 MW

300 MW

SCWR - jaderný blok - 1200 MW nebo 1600 MW 400 MW 400 MW 100 MW 100 MW

150 MW

660 MW (Počerady II - uhlí z lomu Vršany, alternativně i jiný investor) 660 MW (Počerady I - uhlí z lomu Vršany)

2040

2039

2038

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

660 MW (Ledvice - uhlí z lomu Bílina)

Úplná skladba zdrojové základny je tvořena stávajícími zdroji (jejich stav a další vývoj je popsán v kapitole 5.1), globálně posuzovanými některými skupinami zdrojů (zejména obnovitelné zdroje viz kapitola 5.2) a výše uvedenými systémovými jednotkami, včetně hnědouhelných bloků 660 MW. Graficky je celková skladba výkonů soustavy uvedena na obr. 5.5.18, který obsahuje členění podle hlavních skupin zdrojů se zdůrazněním nových bloků a na obr. 5.5.19, který tuto skladbu ukazuje v členění podle použitých primárních energetických zdrojů. Obojí pojetí je tabelárně uvedeno v tab. 5.5.9.

strana 122

únor 2009

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

Obr. 5.5.18

SKLADBA INSTALOVANÉHO VÝKONU PODLE HLAVNÍCH SKUPIN SE ZVÝRAZNĚNÍM NOVÝCH ZDROJŮ - varianta KLASICKÁ K

24 000

Geotermální elektrárny

22 000 Fotovoltaické elektrárny

20 000 18 000

Větrné elektrárny

16 000

Vodní elektrárny

[ MW ]

14 000

Nové jaderné elektrárny

12 000 Nové zdroje - spalovací - otevřený cyklus

10 000 Nové zdroje - paroplynové jednotky

8 000 6 000

Nové zdroje - černé uhlí

4 000

Hnědouhelné bloky 660 MW

2 000

Stávající jaderné elektrárny

2015 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

0 Stávající tepelné elektrárny (klasické + plynové)

[ rok ]

Obr. 5.5.19

SKLADBA INSTALOVANÉHO VÝKONU ES ČR PODLE PRIMÁRNÍ ENERGIE - varianta KLASICKÁ K

24 000 22 000 20 000 18 000 geotermální energie solární energie větrná energie vodní energie jaderná energie technologické plyny bioplyn biomasa topné oleje zemní plyn černé uhlí hnědé uhlí

16 000

[ MW ]

14 000 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000

2040

2039

2038

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

0

[ rok ]

únor 2009

strana 123

strana 124 2016

2017

36

0

21

0

- solární energie

- geotermální energie

0

56

800

2 199

3 899

162

10

378

94

758

1 735

8 723

0

76

950

2 201

3 924

156

12

383

93

763

1 735

8 573

0

96

983

2 203

3 924

157

14

388

93

767

1 734

9 036

0

116

1 017

2 205

3 924

159

16

393

93

772

1 734

9 102

0

136

1 049

2 207

3 924

159

18

398

93

777

1 734

9 102

0

218

1 095

2 209

3 924

159

20

403

93

782

1 704

8 010

0

300

1 111

2 211

3 924

159

23

408

93

787

1 704

7 570

9 797 946 3 924 2 211 1 111 300 0

4 288 1 320 0 2 613 1 576 0 0 908 38 3 924 0 723 344 1 145 1 111 300 0

2018

0

381

1 143

2 213

3 924

159

25

413

93

942

1 804

7 430

9 280 1 980 250 5 404 1 614

9 762 1 103 3 924 2 213 1 143 381 0

3 488 1 980 100 2 618 1 576 0 150 915 38 3 924 0 723 346 1 145 1 143 381 0

2019

0

463

1 179

2 215

3 924

159

27

418

93

1 347

1 904

7 230

9 080 1 980 750 5 536 1 614

9 667 1 510 3 924 2 215 1 179 463 0

3 288 1 980 200 2 623 1 576 400 150 922 38 3 924 0 723 348 1 145 1 179 463 0

2020

10

545

1 218

2 217

3 924

159

29

423

93

1 352

1 904

7 230

9 080 1 980 750 5 680 1 614

9 672 1 517 3 924 2 217 1 218 545 10

3 288 1 980 200 2 628 1 576 400 150 929 38 3 924 0 723 350 1 145 1 218 545 10

2021

20

627

1 240

2 219

3 924

159

31

428

93

1 356

1 903

7 226

9 080 1 980 750 5 802 1 614

9 671 1 524 3 924 2 219 1 240 627 20

3 288 1 980 200 2 627 1 576 400 150 936 38 3 924 0 723 352 1 145 1 240 627 20

2022

30

709

1 285

2 221

3 924

159

33

433

93

1 361

1 903

7 226

9 080 1 980 750 5 953 1 614

9 676 1 531 3 924 2 221 1 285 709 30

3 288 1 980 200 2 632 1 576 400 150 943 38 3 924 0 723 354 1 145 1 285 709 30

2023

40

791

1 316

2 223

3 924

159

35

438

93

1 366

1 903

7 226

9 080 1 980 750 6 090 1 614

9 681 1 538 3 924 2 223 1 316 791 40

3 288 1 980 200 2 637 1 576 400 150 950 38 3 924 0 723 356 1 145 1 316 791 40

2024

50

872

1 359

2 225

3 924

159

37

443

93

1 371

1 903

7 226

9 080 1 980 750 6 239 1 614

9 686 1 545 3 924 2 225 1 359 872 50

3 288 1 980 200 2 642 1 576 400 150 957 38 3 924 0 723 358 1 145 1 359 872 50

2025

60

954

1 390

2 227

3 924

159

39

448

93

1 376

1 903

7 226

9 080 1 980 750 6 375 1 614

9 691 1 552 3 924 2 227 1 390 954 60

3 288 1 980 200 2 647 1 576 400 150 964 38 3 924 0 723 360 1 145 1 390 954 60

2026

70

1 036

1 390

2 229

3 924

159

41

450

93

1 781

1 903

6 840

8 691 1 980 1 150 6 481 1 614

9 307 1 959 3 924 2 229 1 390 1 036 70

2 899 1 980 200 2 652 1 576 800 150 971 38 3 924 0 723 362 1 145 1 390 1 036 70

2027

80

1 118

1 390

2 231

3 924

159

44

455

93

1 786

1 903

6 840

8 691 1 980 1 150 6 587 1 614

9 312 1 966 3 924 2 231 1 390 1 118 80

2 899 1 980 200 2 657 1 576 800 150 978 38 3 924 0 723 364 1 145 1 390 1 118 80

2028

90

1 200

1 390

2 233

3 924

159

46

460

93

1 791

1 903

6 840

8 691 1 980 1 150 6 693 1 614

9 317 1 973 3 924 2 233 1 390 1 200 90

2 899 1 980 200 2 662 1 576 800 150 985 38 3 924 0 723 366 1 145 1 390 1 200 90

2029

100

1 282

1 390

2 235

3 924

159

48

465

93

1 796

1 903

6 840

8 691 1 980 1 150 6 799 1 614

9 322 1 980 3 924 2 235 1 390 1 282 100

2 899 1 980 200 2 667 1 576 800 150 992 38 3 924 0 723 368 1 145 1 390 1 282 100

2030

110

1 363

1 390

2 237

3 924

159

50

470

93

1 801

1 903

6 840

8 691 1 980 1 150 6 905 1 614

9 327 1 987 3 924 2 237 1 390 1 363 110

2 899 1 980 200 2 672 1 576 800 150 999 38 3 924 0 723 370 1 145 1 390 1 363 110

2031

120

1 445

1 390

2 239

3 924

159

52

470

93

1 805

2 203

6 735

8 581 1 980 1 450 7 010 1 614

9 522 1 994 3 924 2 239 1 390 1 445 120

2 789 1 980 500 2 677 1 576 800 150 1 006 38 3 924 0 723 372 1 145 1 390 1 445 120

2032

130

1 527

1 390

2 241

3 924

159

54

475

93

1 810

2 203

6 735

8 581 1 980 1 450 7 116 1 614

9 527 2 001 3 924 2 241 1 390 1 527 130

2 789 1 980 500 2 682 1 576 800 150 1 013 38 3 924 0 723 374 1 145 1 390 1 527 130

2033

140

1 609

1 390

2 243

3 924

159

56

480

93

1 815

2 203

6 735

8 581 1 980 1 450 7 222 1 614

9 532 2 008 3 924 2 243 1 390 1 609 140

2 789 1 980 500 2 687 1 576 800 150 1 020 38 3 924 0 723 376 1 145 1 390 1 609 140

2034

150

1 691

1 390

2 245

3 924

159

58

485

93

1 820

2 203

6 735

8 581 1 980 1 450 7 328 1 614

9 537 2 015 3 924 2 245 1 390 1 691 150

2 789 1 980 500 2 692 1 576 800 150 1 027 38 3 924 0 723 378 1 145 1 390 1 691 150

2035

160

1 773

1 390

2 247

3 924

159

60

490

93

1 825

2 203

6 735

8 581 1 980 1 450 7 434 1 614

9 542 2 022 3 924 2 247 1 390 1 773 160

2 789 1 980 500 2 697 1 576 800 150 1 034 38 3 924 0 723 380 1 145 1 390 1 773 160

2036

170

1 854

1 390

2 249

3 924

151

62

495

93

1 980

2 203

6 523

8 581 1 980 1 600 7 540 1 394

9 327 2 179 3 924 2 249 1 390 1 854 170

2 789 1 980 500 2 702 1 356 800 300 1 041 38 3 924 0 723 382 1 145 1 390 1 854 170

2037

180

1 936

1 390

2 251

3 924

151

65

500

93

1 985

2 203

6 523

8 581 1 980 1 600 7 645 1 394

9 332 2 186 3 924 2 251 1 390 1 936 180

2 789 1 980 500 2 707 1 356 800 300 1 048 38 3 924 0 723 384 1 145 1 390 1 936 180

2038

190

2 018

1 390

2 253

5 524

151

67

505

93

2 390

2 203

4 973

7 031 1 980 3 600 7 751 1 394

7 787 2 593 5 524 2 253 1 390 2 018 190

1 239 1 980 500 2 712 1 356 1 200 300 1 055 38 3 924 1 600 723 386 1 145 1 390 2 018 190

2039

200

2 100

1 390

2 255

5 524

151

69

510

93

2 395

2 203

4 973

7 031 1 980 3 600 7 857 1 394

7 792 2 600 5 524 2 255 1 390 2 100 200

1 239 1 980 500 2 717 1 356 1 200 300 1 062 38 3 924 1 600 723 388 1 145 1 390 2 100 200

2040

210

2 182

1 390

2 257

5 524

151

71

515

93

2 400

2 203

4 973

7 031 1 980 3 600 7 963 1 394

7 797 2 607 5 524 2 257 1 390 2 182 210

1 239 1 980 500 2 722 1 356 1 200 300 1 069 38 3 924 1 600 723 390 1 145 1 390 2 182 210

1) U zdrojů se spalováním více druhů paliv jsou instalované výkony započteny v poměrech jednotlivých spalovaných paliv

18 343 18 815 18 866 19 396 19 532 19 598 18 618 18 290 18 528 18 960 19 104 19 226 19 377 19 514 19 663 19 800 19 916 20 022 20 128 20 234 20 340 20 636 20 741 20 847 20 953 21 059 21 095 21 201 21 756 21 862 21 968

550

350

- větrná energie

17 975

2 197

2 195

- vodní energie

ES ČR celkem

3 874

3 849

- jaderná energie

- bioplyn

8

373

257

- biomasa

162

94

94

- topné oleje

6

753

748

- zemní plyn

162

1735

1735

- technologické plyny

8560

8557

zdrojů podle primární energie

- černé uhlí

1)

- hnědé uhlí

Skladba instalovaného výkonu

5 388 660 0 2 608 1 576 0 0 901 38 3 924 0 723 342 1 145 1 095 218 0

18 343 18 815 18 866 19 396 19 532 19 598 18 618 18 290 18 528 18 960 19 104 19 226 19 377 19 514 19 663 19 800 19 916 20 022 20 128 20 234 20 340 20 636 20 741 20 847 20 953 21 059 21 095 21 201 21 756 21 862 21 968

6 448 660 0 2 665 1 576 0 0 894 38 3 924 0 723 340 1 145 1 049 136 0

17 975

2015

ES ČR celkem

6 448 660 0 2 660 1 576 0 0 887 38 3 924 0 723 338 1 145 1 017 116 0

12 290 12 315 12 420 12 200 12 240 12 240 11 180 10 080 0 0 0 660 660 660 660 1 320 0 0 0 0 0 0 0 0 4 312 4 756 4 888 4 950 5 018 5 084 5 164 5 276 1 741 1 744 1 558 1 586 1 614 1 614 1 614 1 614

2014

12 265 0 0 3 972 1 738

6 408 660 0 2 655 1 548 0 0 880 38 3 924 0 723 336 1 145 983 96 0

ČEZ -stávající zdroje celkem Hnědouhelné bloky 660 MW celkem Nové zdroje (navržené pro zajištění bilance) celkem Nezávislí výrobci - veřejné zdroje celkem Závodní elektrárny celkem

2013

10 788 10 956 10 804 11 271 11 344 11 349 10 232 897 904 911 918 925 932 939 3 874 3 899 3 924 3 924 3 924 3 924 3 924 2 197 2 199 2 201 2 203 2 205 2 207 2 209 550 800 950 983 1 017 1 049 1 095 36 56 76 96 116 136 218 0 0 0 0 0 0 0

6 628 0 0 2 655 1 520 0 0 873 38 3 924 0 723 334 1 145 950 76 0

10 669 890 3 849 2 195 350 21 0

2012

Klasické parní zdroje celkem Plynové nebo paroplynové zdroje celkem Jaderné elektrárny celkem Vodní elektrárny celkem Větrné elektrárny Fotovoltaické elektrárny Geotermální elektrárny

Přečerpávací

Větrné elektrárny Fotovoltaické elektrárny Geotermální elektrárny

Vodní elektrárny

Akumulační a průtočné

Plynové nebo paroplynové zdroje

z obnovitelných a druhotných energetických zdrojů

Jaderné elektrárny

Klasické parní zdroje

Tepelné zdroje spalující fosilní paliva, a dále paliva

6 548 0 0 2 702 1 706 0 0 866 38 3 899 0 723 332 1 145 800 56 0

6 548 0 0 2 537 1 703 0 0 859 38 3 874 0 723 330 1 145 550 36 0

6 548 0 0 2 421 1 700 0 0 852 38 3 849 0 723 328 1 145 350 21 0

2011

2010

2009

skupina

podskupina

skupina

ČEZ, a. s. - stávající včetně retrofitovaných Hnědouhelné bloky 660 MW Nové zdroje - černé uhlí Nezávislí výrobci - veřejné zdroje Závodní elektrárny Nové zdroje - paroplynové jednotky Nové zdroje - spalovací - otevřený cyklus Nezávislí výrobci - veřejné zdroje Závodní elektrárny ČEZ, a. s. - stávající JE Nové JE ČEZ, a. s. Nezávislí výrobci ČEZ, a. s. Nezávislí výrobci Nezávislí výrobci Nezávislí výrobci

Členění zdrojů podle vlastníků zdrojů

PŘEHLED INSTALOVANÝCH VÝKONŮ ZDROJŮ ES ČR V OBDOBÍ LET 2009 až 2040 - varianta klasická (K)

Členění zdrojů podle technologie výroby

Tab. 5.5.9

5 Strategické směry rozvoje ES ČR

únor 2009

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

Varianta klasická se do roku 2025 vyznačuje stejným rozvojem výrobní základny jako jaderná varianta A, a proto má v tomto období stejnou výkonovou bilanci a spolehlivost. Přesto pro přehlednost uvádíme výsledky provedených výpočtů v plném rozsahu, tedy pro celé rozvojové období let 2016 až 2040. Hodnoty navrženého salda pro vyrovnání výkonové bilance ve variantě klasické uvádí obr. 5.5.20. Od roku 2026 není klasická varianta tolik výkonově přebytková jako varianty jaderné A i B, a prakticky neumožňuje realizovat větší objemy exportů elektřiny. V období do roku 2033 je možno soustavu považovat za téměř vyrovnanou. Od roku 2034 dochází k postupnému zvyšování deficitu pohotového výkonu a nutnosti větších intervencí k vyrovnání výkonové bilance. Vzhledem ke stavu ve výkonové bilanci považujeme variantu klasickou za „minimalistickou“, tj. na spodní hranici zajištění soběstačnosti ČR při uspokojení vlastní poptávky po elektřině (podle referenčního scénáře spotřeby). V případě, že by se ukázalo, že spotřeba poroste výrazněji nad očekávané hodnoty referenčního scénáře, pak by bylo nutno provést příslušné korekce v návrhu rozvoje zdrojové základny, tj. zvýšit celkový instalovaný výkon o cca 300 MW. To lze snadno odvodit z výkonové bilance uvedené v tab. 5.5.10. Na obr. 5.5.21 je dokumentována situace soustavy, která odpovídá dosažené spolehlivosti pro navrhované objemy celkového salda obchodu s elektřinou. Dosažená spolehlivost je porovnána s normou spolehlivosti.

Obr. 5.5.20 Export (+) / import (-) elektřiny [ TWh ] - Varianta klasická K 4.0 3.2

3.0

2.6 1.9

2.0

1.6

1.9

[ TWh ]

1.1 0.7

1.0

0.3 0.3 0.2

0.6

0.5 0.4 0.3 0.3

0.0 0.0 -0.1

-0.1

-0.3

-1.0

-0.5 -0.6

-0.7 -1.4

-2.0

-1.4 -2.1

2040

2039

2038

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

-3.0

[ rok ]

únor 2009

strana 125

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

Obr. 5.5.21 DOSAŽENÁ MÍRA SPOLEHLIVOSTI ES ČR VYJÁDŘENÁ HODNOTAMI LOLE Varianta klasická K 1.00

LOLE [d/r]

LOLE [dny/rok]

0.80

Norm a [d/r]

0.60

0.40

0.20

2040

2039

2038

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

0.00

[ rok ]

Tab. 5.5.10 NETTO VÝKONOVÁ BILANCE ES ČR [MW] (Průměrné roční hodnoty z výkonů v hodinách denních maxim zatížení pracovních dnů úterý až pátek) Varianta klasická Pohotový výkon zdrojů Rok

Modelovaných individuálně

Celkem Celkem

KE

JE

PPE

AVE

Modelovaných ve skupinách PVE

Celkem

TEP

ZE

VEprůt

VTE

Saldo GTE

Zatížení

Potřebná záloha výkonu

FVE

Výsledek bilance + přebytek - nedostatek výkonu

2016

12753

10831

6254

3255

511

294

517

1921

557

934

129

253

0

48

-363

9863

2157

370

2017

12311

10371

5856

3186

519

295

516

1940

564

937

130

244

0

65

-209

10000

2077

25

2018

12248

10266

5609

3209

635

299

513

1982

571

939

131

257

0

84

-31

10103

2124

-9

2019

12376

10350

5303

3211

1013

304

518

2026

576

939

132

279

0

100

-34

10188

2166

-12

2020

12433

10394

5302

3217

1052

302

522

2039

579

934

133

269

5

120

-17

10238

2177

1

2021

12689

10615

5503

3219

1062

302

527

2075

586

937

133

267

10

141

-127

10362

2202

-2

2022

12941

10826

5746

3253

1006

305

515

2115

592

937

134

285

15

152

-296

10423

2230

-8

2023

12936

10785

5771

3178

1014

306

516

2151

598

937

135

289

20

172

-178

10502

2280

-24

2024

13033

10834

5730

3239

1035

302

529

2199

602

935

136

306

25

195

-216

10544

2296

-23

2025

13030

10794

5735

3178

1046

302

532

2236

610

937

137

309

31

212

-84

10655

2289

3

2026

13080

10821

5404

3198

1375

307

537

2258

615

937

137

301

36

233

-61

10711

2312

-4

2027

13113

10830

5376

3215

1393

310

536

2283

621

937

138

300

41

247

-41

10745

2329

-3

2028

13142

10824

5373

3215

1405

312

519

2318

623

934

139

308

46

267

-38

10775

2334

-5

2029

13214

10863

5413

3208

1404

304

534

2351

633

939

140

313

51

275

-36

10878

2322

-21

2030

13284

10887

5424

3239

1386

307

531

2396

638

939

141

329

56

294

4

10920

2361

6

2031

13357

10946

5548

3179

1376

311

532

2411

644

937

141

308

61

319

12

10952

2429

-11

2032

13437

11028

5524

3245

1413

314

532

2410

646

934

142

297

66

325

-71

10944

2438

-16

2033

13518

11052

5589

3186

1430

313

534

2466

654

937

143

308

71

353

10

11031

2496

1

2034

13511

11017

5587

3213

1382

313

522

2494

659

937

144

306

77

372

35

11071

2474

1

2035

13524

10991

5554

3209

1381

314

533

2533

667

939

144

314

82

386

56

11105

2479

-4

2036

13559

11158

5557

3207

1540

312

543

2400

669

757

145

326

86

417

65

11105

2523

-3

2037

13647

11232

5590

3217

1564

312

548

2415

677

759

146

301

92

441

77

11177

2543

3

2038

13971

11559

4272

4555

1879

310

542

2412

682

759

147

300

97

427

163

11185

2943

6

2039

13961

11506

4261

4503

1893

319

529

2455

688

759

148

309

102

449

239

11209

2973

18

2040

14036

11553

4247

4557

1907

323

518

2484

690

756

148

305

107

477

160

11206

2988

3

strana 126

únor 2009

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

Výsledkem pravděpodobnostních výpočtů jsou i roční požadavky na velikosti regulačních záloh, které slouží jako vstupní údaje pro modelové výpočty obchodu a provozu ES ČR. Uvádíme je na obr. 5.5.22. Shodně s předcházejícími variantami dochází k přerozdělení požadavků na sekundární regulaci „ve prospěch“ kategorie QS 10 (světlemodré křivky) až do té úrovně, která odpovídá dosavadní praxi v ES ČR. Tím byly opět požadované velikosti v kategorii SR i QS na dlouhou dobu stabilizovány. Specifická je situace od roku 2038. V tomto roce se uvádí do provozu nový jaderný blok o výkonu 1 600 MW. Jak je z obrázku patrno, už požadavky neupravené (tj. před případným přerozdělením) nabývaly hodnot dnes obvyklých (500 – 600 MW), tedy další navýšení za účelem přerozdělení od točivé SR směrem ke QS by nebylo možné, resp. splnitelné. To znamená, že požadavky na točivou SR by se na přelomu let 2037 a 2038 zhruba zdvojnásobily, což je nepřijatelné. Logickým řešením se jeví instalace nové přečerpávací vodní elektrárny. Kontrolní simulační výpočty prokázaly, že provoz zdrojů bez úpravy (snížení) požadavků na točivou SR je ekonomicky i technicky v podstatě nepřijatelný. Proto se řešitelé v průběhu řešení rozhodli počítat při výpočtu provozu od roku 2038 s existencí blíže nespecifikované PVE, která byla navíc (odchylně), oproti shora uvedeným celkovým přehledům instalovaného výkonu, do ES ČR zařazena. Dodejme, že výrobní bilance zůstávají v platnosti. Souladu bylo dosaženo tím způsobem, že nová PVE se účastní pouze dynamických služeb jako QS 10, nikoliv služeb statických (vyrovnávání diagramu zatížení). Tímto opatřením byly stabilizovány požadavky na točivou SR až do konce řešeného období. Obr. 5.5.22 ROČNÍ PRŮMĚRY POŽADAVKŮ NA PpS V LETECH 2016 AŽ 2040, VARIANTA K 1100 1000 900 800

[ MW ]

700 600 500 400 300 200 100 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

PR QS před úpravou QS

SR před úpravou DZ TR+ bez SCGT

TR+ Pinst navržených SCGT TR- bez RO

TRSR

Přerozdělení požadavků na terciární regulaci je provedeno shodným způsobem jako u předcházejících variant. K obecným technickým možnostem elektrárenských bloků poskytovat PpS tak, jak byly výpočetně použity, se vyjadřuje tab. 5.5.11.

únor 2009

strana 127

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

Tab. 5.5.11 PŘEHLED TECHNICKÝCH MOŽNOSTÍ ELEKTRÁREN PRO ZABEZPEČENÍ PRIMÁRNÍ, SEKUNDÁRNÍ A TERCIÁRNÍ REGULACE U NOVÝCH BLOKŮ, VARIANTA K Klasická Elektrárna

PCB-L PCB-C PCB-C SCGT CCGT SCWR

P ins

Primární regulace

Sekundární regulace

Terciární regulace

regulační pásma bloku bez započtení PR

změny výkonu bloku

regulační rozsah

[MW]

±[MW]

[MW]

±[MW / min]

[MW]

660 100 300 150 400 1600

10 3 9 28 48

264 - 444 480 - 660 40 - 100 120 - 210 210 - 300 30 - 150 160 - 280 280 - 400 160 MW

9 7 21 30 40 8

$ $ $ $ $ 240 MW

Poznámky: - Znak $ znamená, že rozsah pro TR je shodný s rozsahem pro SR, přitom hranice regulačních pásem nehrají roli

Jsou v ní uvedeny jen schopnosti nových zdrojů, schopnosti stávajících zdrojů jsou uvažovány shodně s tabulkou 4.5.4 z kapitoly 4.5.3. Co se týká termínu najetí u nových bloků nebo naopak vyřazení z provozu u stávajících bloků, čili stanovení aktuálního počtu bloků daného druhu k určitému letopočtu, odkazujeme na výše uvedené informace o vývoji instalovaných výkonů v ES ČR. Se všemi tuzemskými elektrárenskými bloky byla provedena simulace obchodu a provozu v ES ČR, při které byly dle možností pokrývány nejen uvedené potřeby PpS, ale i shora uvedené saldo a zejména tuzemská spotřeba (daná průběhy zatížení), uvedená v kap. 3 pro referenční scénář. Celoroční údaje o tom, jak byla jednotlivými skupinami zdrojů od roku 2016 do roku 2040 kryta dodávka elektřiny, uvádí tab. 5.5.12 v technologickém a částečně i ve vlastnickém členění. Pokud jde o nové zdroje, poskytuje podrobnější pohled na jejich provoz obr. 5.5.23, zobrazující rovněž dodávku elektřiny, a dále graf využití pohotového výkonu na obr. 5.5.24. Obr. 5.5.23 DODÁVKA ELEKTŘINY PODLE HLAVNÍCH SKUPIN SE ZVÝRAZNĚNÍM NOVÝCH ZDROJŮ - varianta KLASICKÁ 100 000 Geotermální elektrárny

90 000 Fotovoltaické elektrárny

80 000

Větrné elektrárny

70 000

Vodní elektrárny

[ GWh ]

60 000

Nové jaderné elektrárny

50 000

Nové zdroje - spalovací - otevřený cyklus

40 000

Nové zdroje - paroplynové jednotky

30 000 20 000

Nové zdroje - černé uhlí

10 000

Hnědouhelné bloky 660 MW Stávající jaderné elektrárny

2010 2011 2012 2013 2014 2015 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

0

Stávající tepelné elektrárny

[ rok ]

strana 128

únor 2009

únor 2009

10821

- Veřejné nezávislé zdroje

75792

75209

Zdroje celkem (obstaráno celkem)

Tuzemská spotřeba netto + síťové ztráty

11712

- Veřejné nezávislé zdroje

Tuzemská spotřeba brutto

81586

1727

Fotovoltaické elektrárny

Jaderné elektrárny

0

0

Geotermální elektrárny

16

22

Větrné elektrárny

4029

Vodní elektrárny

5794

Elektrárny na fosilní paliva a biomasu

29477

218

Vlastní spotřeba celkem

Jaderné elektrárny

Fotovoltaické elektrárny

0

2191

Větrné elektrárny

Geotermální elektrárny

2609

Vodní elektrárny

8256

4588 0

- Závodní elektrárny

30305

50273

Elektrárny na fosilní paliva a biomasu

- řada 660 MW - Nové zdroje - neurčený vlastník

84767

Výroba elektřiny celkem

- ČEZ, a. s.

75792

Tuzemská spotřeba (užito celkem)

583

-3181

Spotřeba na čerpání

27750

Saldo zahraničí

218

82416

1688

0

0

22

16

4085

5811

28812

300

0

2223

2592

8256

12475

8693 0

29629

50359

84286

76605

559

76046

76605

-1870

27125

300

0

2200

2169

0

40 1119

40 1115

Jaderné elektrárny

Fotovoltaické elektrárny

Geotermální elektrárny

Větrné elektrárny

- akumulační - průtočné

445

463

1155

- přečerpávací

- Nezávislí výrobci

1159

952 21

1417

2576

7713

11525

7997 0

27036

46275

78475

2017

954 21

1438

- ČEZ, a. s.

- akumulační - průtočné

2593

Vodní elektrárny

7713

4221 0

- Závodní elektrárny

27710

46244

Elektrárny na fosilní paliva a biomasu

- řada 660 MW - Nové zdroje - neurčený vlastník

78973

- ČEZ, a. s.

2016

Dodávka elektřiny celkem

83148

1700

0

0

23

16

3993

5732

29043

381

0

2287

2608

8256

16795

8211 276

23776

49102

83422

77416

571

76845

77416

-274

27344

381

0

2264

40 1126

1166

453

952 21

1426

2592

7713

15494

7554 265

21637

45109

77690

2018

83887

1698

0

0

24

16

4045

5783

28971

463

0

2359

2571

8256

16908

8238 1519

23153

49836

84200

78104

511

77593

78104

-314

27273

463

0

2335

40 1133

1173

409

953 21

1383

2555

7713

15604

7579 1459

21014

45790

78417

2019

84626

1696

0

18

24

16

4054

5808

28991

545

60

2436

2594

8256

17250

8100 1850

22797

50153

84778

78818

525

78293

78818

-152

27295

545

42

2411

40 1143

1183

419

955 21

1395

2578

7713

15924

7452 1770

20691

46099

78970

2020

85455

1700

0

36

25

16

4170

5947

28999

627

120

2480

2613

8256

17374

8500 1897

24224

51750

86589

79508

550

78958

79508

-1134

27299

627

84

2455

40 1147

1186

438

952 21

1411

2597

7713

16041

7820 1815

22011

47580

80642

2021

86228

1718

0

54

26

16

4300

6114

29329

709

180

2570

2603

8256

17453

8698 2048

25664

53419

88810

80115

527

79588

80115

-2581

27611

709

126

2544

40 1154

1193

420

952 21

1394

2587

7713

16105

8002 1961

23340

49119

82696

2022

86794

1686

0

72

26

16

4286

6087

28788

791

240

2633

2608

8256

17450

8812 1966

25637

53309

88368

80707

523

80184

80707

-1574

27101

791

168

2606

40 1160

1200

418

953 21

1392

2592

7713

16109

8107 1882

23319

49023

82281

2023

87411

1724

0

90

27

16

4289

6146

29429

872

300

2719

2624

8256

17521

8433 2017

25565

53359

89302

81265

527

80738

81265

-1891

27705

872

210

2691

40 1171

1211

421

955 21

1396

2607

7713

16180

7758 1931

23247

49070

83156

2024

87906

1680

0

108

28

16

4276

6108

28685

954

360

2781

2631

8256

17547

8640 1973

25456

53232

88643

81798

536

81262

81798

-737

27005

954

252

2753

40 1174

1214

428

952 21

1400

2614

7713

16206

7949 1889

23148

48956

82535

2025

88268

1694

0

126

28

16

4143

6008

28962

1036

420

2781

2617

8256

17928

8826 2842

23950

52975

88791

82260

507

81753

82260

-522

27268

1036

294

2753

40 1181

1221

406

952 21

1379

2600

7713

16549

8120 2737

21832

48831

82783

2026

88768

1704

0

144

28

17

4164

6056

29069

1118

480

2781

2614

8256

18082

8704 2766

23979

53084

89145

82712

493

82219

82712

-377

27365

1118

336

2753

40 1188

1228

396

953 21

1370

2598

7713

16696

8007 2663

21847

48920

83089

2027

89253

1705

0

162

28

17

4178

6090

29134

1200

540

2781

2634

8256

18241

8499 2702

24113

53312

89600

83163

503

82660

83163

-347

27429

1200

378

2753

40 1199

1239

403

955 21

1379

2617

7713

16849

7819 2600

21972

49133

83510

2028

89696

1704

0

180

28

17

4203

6131

29061

1282

600

2781

2628

8256

18350

8667 2747

24338

53692

90042

83565

495

83070

83565

-347

27357

1281

420

2753

40 1202

1242

397

952 21

1370

2611

7713

16953

7974 2645

22179

49489

83911

2029

90096

1715

0

198

28

17

4185

6143

29282

1363

660

2781

2641

8256

18164

8678 2669

24242

53330

90058

83953

503

83450

83953

38

27567

1363

462

2753

40 1209

1249

403

952 21

1376

2625

7713

16774

7983 2569

22089

49145

83915

2030

90386

1684

0

216

28

17

4179

6124

28751

1445

720

2781

2611

8256

18155

8703 4231

23370

54011

90319

84262

451

83811

84262

67

27067

1445

504

2753

40 1216

1256

365

953 21

1339

2594

7713

16770

8007 4031

21318

49832

84195

2031

90809

1721

0

234

28

17

4198

6198

29388

1527

780

2781

2631

8256

18358

8528 4222

23500

54336

91442

84611

461

84150

84611

-633

27667

1527

546

2753

40 1226

1266

372

955 21

1348

2614

7713

16963

7845 4023

21438

50137

85244

2032

91111

1681

0

252

28

17

4213

6190

28698

1609

840

2781

2622

8256

18348

8676 4135

23745

54483

91033

84921

449

84472

84921

78

27017

1609

588

2753

40 1230

1270

363

952 21

1336

2605

7713

16957

7982 3939

21662

50270

84843

2033

Tab. 5.5.12 ÚPLNÁ VÝROBNÍ BILANCE ELEKTŘINY V ELEKTRIZAČNÍ SOUSTAVĚ ČESKÉ REPUBLIKY VE VARIANTĚ KLASICKÉ - ROČNÍ [GWh]

Skupina zdrojů:

91450

1694

0

270

28

17

4198

6208

28962

1691

900

2781

2643

8256

18183

8680 4095

23660

54194

91171

85242

467

84775

85242

279

27268

1691

630

2753

40 1237

1277

377

952 21

1350

2626

7713

16799

7986 3902

21582

49996

84963

2034

91712

1702

0

288

28

17

4188

6223

29039

1773

960

2781

2625

8256

18332

8714 4056

23433

54077

91254

85489

433

85056

85489

458

27337

1772

672

2753

40 1244

1283

351

953 21

1325

2608

7713

16940

8017 3862

21373

49889

85031

2035

91969

1705

0

306

28

17

4157

6213

29139

1854

1020

2781

2639

6663

18841

8601 4427

24040

53971

91405

85756

435

85321

85756

563

27434

1854

714

2753

40 1254

1294

353

955 21

1328

2623

6248

17416

7913 4223

21928

49815

85193

2036

92232

1701

0

324

28

17

4173

6243

29021

1936

1080

2781

2631

6663

18792

8767 4313

24353

54121

91570

85989

423

85566

85989

663

27320

1936

756

2753

40 1258

1297

344

952 21

1317

2614

6248

17372

8066 4114

22215

49948

85327

2037

91987

2235

0

342

28

17

3119

5741

38915

2018

1140

2781

2657

6663

17983

8551 4420

14010

43077

90588

86246

452

85794

86246

1399

36680

2018

798

2753

40 1264

1304

363

952 21

1336

2640

6248

16623

7867 4223

12862

39957

84846

2038

92151

2194

0

360

28

17

3115

5714

38272

2100

1200

2781

2649

6663

18103

8572 4484

13819

43069

90070

86437

431

86006

86437

2081

36078

2100

840

2753

40 1271

1311

347

953 21

1320

2632

6248

16737

7887 4283

12685

39954

84356

2039

92407

2234

0

378

28

17

3118

5775

38931

2182

1260

2781

2668

6663

18278

8353 4442

13812

43195

91017

86633

436

86197

86633

1390

36698

2181

882

2753

40 1282

1322

353

955 21

1329

2651

6248

16905

7685 4244

12681

40078

85242

2040

Strategické směry rozvoje ES ČR

5

strana 129

5

Strategické směry rozvoje ES ČR

Obr. 5.5.24 VYUŽITÍ POHOTOVÉHO VÝKONU NOVÝCH SKUPIN ZDROJŮ - VARIANTA KLASICKÁ 100 90 80 70

[%]

60 50 40 30 20 10 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 Hnědouhelné bloky 660 MW

Nové zdroje - černé uhlí

Nové zdroje - paroplynové jednotky

Nové zdroje - spalovací - otevřený cyklus

Nové jaderné elektrárny

Výsledky zobrazené v tomto grafu by bylo možno slovně komentovat většinou stejně, jako tomu bylo ve variantě JA, v grafu zobrazené výsledky do roku 2025 ostatně variantě JA přímo náleží. O skutečně variantním období, tedy o období od roku 2026, lze k variantě K říci, že pokračuje v trendu předcházejícího období. Využití hnědouhelných bloků 660 MW se pohybuje nejčastěji mezi 85 až 90 procenty. O něco dražší černouhelné bloky dosahují využití mezi 60 až 65 procenty. Využití plynových jednotek v otevřeném cyklu a paroplynových bloků se udržuje okolo hladiny 20 %. Nový jaderný blok se vyskytuje až v období posledních tří let a je využíván na zhruba 97 %, tedy o něco více oproti oběma variantám jaderným, a to mj. díky uvažované nové PVE. Hodnocení regulačních (podpůrných) služeb je možno slovně komentovat obdobně, protože vývoj od roku 2026 znamená pokračování trendu období do roku 2025 ve variantě JA, které bylo popsáno v kapitole 5.5.1. Na jedné straně se v denních částech dnů často vyskytují nedostatky kladných rezerv výkonu jak točivých (PST), tak netočivých (DZ). Na druhé straně v nočních částech dnů (a mimo pracovní dny) se nezřídka vyskytuje nasazování JE do SR anebo další snižování jejich výkonu. Není možno stanovit měsíční saldo (exportní nebo importní) tak, aby nedošlo ke zhoršení jednoho anebo druhého z těchto jevů. V některých částech roku to není možné ani na kratší období jednoho týdne. Nezbývá dostatečný prostor pro běžné obchodní „nastavení“ celkového zahraničního salda při současném plnění potřeb PpS. Tento stav není příliš uspokojivý. Odlišná je situace v posledních třech letech. Indikované deficity PST a DZ jsou ve srovnání s předcházejícími roky zhruba třetinové. Současně jsou oproti oběma variantám jaderným v těchto letech zjevně nižší. Doplňme, že indikované potřeby účasti JE na regulaci anebo požadavky na další snižování jejich výkonu jsou rovněž nižší. Vysvětlení je prosté. Nový jaderný blok má uvažovaný instalovaný výkon 1 600 MW a určuje tak vyšší jednotkovou velikost největšího bloku v ES než bloky 1 200 MW v ostatních variantách. Tím vyvolává potřebu, která je řešitelná představenou možností instalace nové PVE. V jejím důsledku se poptávka po točivých službách ve srovnání s ostatními variantami snížila. Je tedy snazší ji naplnit, a to tím spíše, že celkový výkon v kategorii nových jaderných bloků je právě jenom 1 600 MW, proti 2 400 MW ve variantách jaderných. Přibližně o tento rozdíl pak mají větší prostor k uplatnění klasické regulující zdroje.

strana 130

únor 2009

Strategické směry rozvoje ES ČR

5

PVE jako prostředek k omezení negativních vlivů OZE a možné synergie Již v kap. 5.5.1, při popisu varianty JA, byla v obecné rovině zmíněna možnost použití PVE jako prostředku k omezení negativních vlivů OZE na provoz soustavy a zde, ve variantě K, byla výhledová potřeba PVE prokázána z důvodu vysokých požadavků na QS 10. Z hlediska výpadku největšího bloku je PVE potřeba v turbínovém režimu. Z hlediska momentálně přebytečné elektřiny z OZE je potřeba v čerpacím režimu. Protože by se nemělo (nemuselo) jednat o elektřinu přebytečnou jen výjimečně, bylo by nutno PVE standardně nasazovat na dodávku elektřiny mimo případy nasazení jako QS 10. V případě, že by výkon PVE v turbínovém režimu citelně přesahoval výkonovou potřebu QS 10, mohl by být přesahující výkon nasazován na dorovnání momentálně spíše nedostatkové elektřiny z OZE anebo nasazen do špičky zatížení jako běžná PVE. V opačném případě, pokud by tento výkon jen mírně převyšoval potřebu QS 10, bylo by potřeba uskladněnou elektřinu uplatňovat malým výkonem po dobu „široké špičky“. To nemusí být nevýhodné, uvážíme-li výskyt v kap. 5.5.1 uvedeného stavu zploštění diagramu zatížení účinkem FVE. Vyžadovalo by to však schopnost PVE pracovat v turbínovém režimu na nízké výkonové hladině, např. 20 % nominálního výkonu. Toho lze dosáhnout použitím soustrojí s regulovatelnými otáčkami točivého elektrického pole. Tato vlastnost by byla potom výhodná v režimu čerpání, protože čerpací výkon by mohl lépe kopírovat proměnlivou velikost dodávky OZE. Instalace takové PVE dříve než v roce 2038 (zapotřebí ve variantě K) by umožnila ve vhodném čase snižovat nežádoucí účinky narůstajícího počtu OZE (zejména FVE) v době, kdy schopnost ES absorbovat tyto zdroje bude již vyčerpána. Navíc by umožnila vyšší přerozdělení potřeb sekundární regulace směrem ke QS 10, tedy snížení potřeb točivých služeb. Následně by se zlepšilo využívání JE a též schopnost soustavy akceptovat větší rozpětí velikostí salda zahraničního obchodu s elektřinou. Tyto efekty by, z důvodu rozdílné skladby zdrojů v ES v představených třech variantách, nebyly ve variantě K do roku 2037 tak významné, zato větší efekt by přinesly dlouho před tímto rokem v obou variantách jaderných. O výstavbě nové PVE je tedy možno uvažovat bez ohledu na to, zda budoucí rozvoj ES ČR bude probíhat spíše po trajektorii varianty první, druhé nebo třetí. Připomeňme, že rozvoj OZE byl uvažován invariantní.

únor 2009

strana 131

6

Problematika palivové základny ES ČR s dopadem na životní prostředí

6

PROBLEMATIKA PALIVOVÉ ZÁKLADNY ES ČR S DOPADEM NA ŽIVOTNÍ PROSTŘEDÍ

6.1

ÚVOD DO BILANCE PALIV

V dlouhodobých bilancích je snahou řešitelů hodnotit vedle provozu zdrojů i potřeby paliv. Tento proces má nejen podobu sestavení výsledných bilancí paliv, ale také omezujícího faktoru již na začátku výpočtu. Inovovaný modelový aparát přímo pracuje s tzv. palivovým omezením, kdy má na počátku zadán celkový objem primární energie v palivu (podle druhů) a tomu své řešení přizpůsobuje. Význam to má zejména u hnědého uhlí, které je rozhodujícím primárním zdrojem a současně je nejvíce ohroženo svými snižujícími se zásobami. Zásadní omezení, mezi která patří např. zmíněné limitované objemy tuzemského hnědého uhlí, pak mají dopad i na směřování návrhu nových jednotek. Proto také - viz kapitola 5.5 - nebyly v dlouhodobém rozvoji navrhovány žádné nové zdroje na hnědé uhlí nad rámec možné obnovy stávajících zdrojů, mezi něž patří výstavba hnědouhelných bloků 660 MW. Všechny dále uváděné bilance potřeby paliv jsou vyhodnoceny na základě výsledků simulace provozu ES. Vycházejí z výroby elektřiny, která je v případě systémových zdrojů výsledkem modelového výpočtu jejich nasazení, a měrných spotřeb v daném pracovním bodě. V případě zdrojů, které jsou ve výpočtech uplatněny jako tzv. vynucené výkony, se vychází z jejich očekávané výroby a průměrné měrné spotřeby. Do bilancí paliv je zahrnuta i spotřeba tepla v palivu na výrobu dodávkového tepla z kombinované výroby. Není tedy zahrnuta výroba tepla čistě výtopenským způsobem. V případě obnovitelných zdrojů je primární energie kalkulována jen prostým přepočtem vyrobené elektřiny z GWh na TJ. Výsledné primární energetické bilance se tedy týkají všech kategorií výrobních zdrojů a zahrnují energii v palivu (přesněji energii primárního zdroje) na veškerou elektřinu a na teplo z kombinované výroby.

6.2

BILANCE PRIMÁRNÍCH ENERGIÍ

Podle výše popsaných postupů byly sestaveny bilance primárních energií pro očekávaný provozní stav soustavy v každém roce a v každé řešené variantě. Protože všechny varianty vycházejí ze stejného základu - střednědobý výhled je invariantní - jsou souhrnné výsledky prezentovány pro ucelený úsek. Ve všech variantách (JA, JB, K) je na začátku zařazen střednědobý výhled, ve variantě K je pro období let 2016 až 2025 uplatněna varianta JA (viz schéma variant v kapitole 5.5). Tím je vytvořen poměrně názorný náhled na situaci v potřebě primárních zdrojů. Grafy ukazující relativní skladbu pro všechny tři varianty jsou uvedeny na obr. 6.2.1 až 6.2.3. Z obrázků vyplývá jednoznačná skutečnost, že rozhodujícími primárními zdroji elektroenergetiky a teplárenství jsou hnědé uhlí a jaderná energie, teprve s velkým odstupem následované černým uhlím a zemním plynem. Současně je zřejmé, že v průběhu let v důsledku dožívání hnědouhelných zásob bude podíl hnědého uhlí nenávratně klesat. Tento chybějící podíl bude nutné nahradit. Je zřejmé, že s výstavbou nových jaderných zdrojů se tento úbytek bude kompenzovat. Pouze v klasické variantě je tato změna „posunuta“ až k roku 2038, protože v této variantě se počítá s jaderným zdrojem až v tomto vzdáleném horizontu a tíha náhrady ubývajících hnědouhelných zdrojů spočívá na černouhelných a plynových zdrojích. Jak je z obrázků zřejmé, podíl obnovitelných zdrojů na primární bilanci je poměrně malý, a to i ve vzdálenějších časových horizontech.

strana 132

únor 2009

6

Problematika palivové základny ES ČR s dopadem na životní prostředí

Obr. 6.2.1 SKLADBA PRIMÁRNÍ ENERGIE PRO ELEKTROENERGETIKU A TEPLÁRENSTVÍ varianta jaderná A 100% 90%

Geotermální energie Solární energie

80%

Vítr

70%

[%]

Voda 60%

Jaderná energie

50%

Biomasa Technologické plyny

40%

Průmysl. odpady

30%

Topné oleje Zemní plyn

20%

Černé uhlí 10%

Hnědé uhlí

2010 2011 2012 2013 2014 2015 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

0%

Obr. 6.2.2 SKLADBA PRIMÁRNÍ ENERGIE PRO ELEKTROENERGETIKU A TEPLÁRENSTVÍ varianta jaderná B 100% 90%

Geotermální energie Solární energie

80%

Vítr

70%

[%]

Voda 60%

Jaderná energie

50%

Biomasa Technologické plyny

40%

Průmysl. odpady

30%

Topné oleje Zemní plyn

20%

Černé uhlí 10%

Hnědé uhlí

2010 2011 2012 2013 2014 2015 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

0%

Obr. 6.2.3 SKLADBA PRIMÁRNÍ ENERGIE PRO ELEKTROENERGETIKU A TEPLÁRENSTVÍ varianta klasická K 100% 90%

Geotermální energie Solární energie

80%

Vítr

70%

[%]

Voda 60%

Jaderná energie

50%

Biomasa Technologické plyny

40%

Průmysl. odpady

30%

Topné oleje Zemní plyn

20%

Černé uhlí 10%

Hnědé uhlí

2010 2011 2012 2013 2014 2015 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

0%

únor 2009

strana 133

6

Problematika palivové základny ES ČR s dopadem na životní prostředí

6.3

SPOTŘEBY HLAVNÍCH DRUHŮ PALIV

V návaznosti na celkové bilance primárních energií jsou v dalším textu uvedeny spotřeby hlavních druhů paliv, která jsou při výrobě elektřiny využívána. Za tato hlavní paliva považujeme hnědé uhlí, černé uhlí a zemní plyn - na těchto palivech je energetika závislá rozhodující měrou buď v současnosti nebo v blízké budoucnosti (to je zejména otázka zemního plynu). Na obrázcích jsou uváděny hodnoty jak na úrovni primární energie v příslušném druhu paliva, tak v hmotnostních nebo objemových množstvích. Pro správné posouzení mají lepší vypovídací schopnost tepelné jednotky, protože zejména v případě tuzemského hnědého uhlí jsou v kvalitě suroviny (vyjádřené hodnotou výhřevnosti) značné rozdíly, což může v některých případech vést ke zkreslujícím výsledkům. V tomto materiálu není řešena otázka jaderného paliva. Jedná se o velmi specifickou oblast - palivo je z „objemového pohledu“ vysoce koncentrované, zařízení pracují většinou s plným využitím a palivo je pravidelně obměňováno. Rovněž není podrobněji řešena otázka spotřeby ostatních druhů paliv (topné oleje, technologické plyny apod.), protože tyto druhy paliv jsou využívány většinou ve vazbě na místní průmyslové areály, v nichž energetické zdroje pracují. Jedná se např. o rafinerie (u topných olejů) nebo o hutnický průmysl (koksárenské a vysokopecní plyny). V případě, že by tyto průmyslové podniky nebyly v provozu, nebudou k dispozici ani příslušná paliva a nebude nutný ani provoz příslušných závodních energetik. K dále uváděným hodnotám spotřeby paliva připomínáme, že jde o nároky na tato paliva při výrobě elektřiny a dodávkového tepla. Dostupnost těchto paliv a případné disproporce jsou řešeny až následně v dalších kapitolách.

6.3.1 Spotřeba hnědého uhlí Spotřeba hnědého uhlí se ve střednědobé etapě pohybuje od počáteční hodnoty 42.3 mil. tun ročně do 38.3 mil. tun ročně v roce 2015. Poté dochází k dalšímu pozvolnému poklesu, a to již variantně, přičemž rozdíly mezi variantami nejsou významné zhruba do roku 2020. Poté se začíná výrazněji odlišovat varianta JB, charakterizovaná dřívějším náběhem jaderného bloku - v roce 2021. Z toho důvodu je v dalším období spotřeba hnědého uhlí ve variantě JB o 3 až 4 mil. tun nižší. K dalším rozdílům dochází od roku 2026, kdy nově začíná klasická varianta (do té doby shodná s variantou JA). Spotřeba v klasické variantě K je pak nejvyšší, což vyplývá mimo jiné z „nepřítomnosti“ nového jaderného bloku a ekonomické preference hnědouhelných zdrojů před černouhelnými a plynovými při jejich nasazování. Kolem roku 2030 dosahuje spotřeba hnědého uhlí hodnoty 29 až 33 mil. tun a dále se stále mírně snižuje a od roku 2038 dochází ke skokové změně a poklesu na hodnotu 20 až 22 mil. tun. Tato změna je důsledkem dožití hnědouhelného lomu Libouš a tím ukončením provozu elektráren Tušimice II a Prunéřov II. Spotřeby hnědého uhlí jsou uvedeny na obrázcích 6.3.1a a 6.3.1b. Obr. 6.3.1a SPOTŘEBA HNĚDÉHO UHLÍ (tepelné jednotky - PJ)

Obr. 6.3.1b SPOTŘEBA HNĚDÉHO UHLÍ (skutečná množství - mil. tsk) 50

600

45

500

40 35 [ mil. tsk ]

[ PJ ]

400 300 200

30 25 20 15 10

100

5 0

strana 134

2010 2011 2012 2013 2014 2015 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

2010 2011 2012 2013 2014 2015 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

0

Střednědobá etapa

Jaderná varianta B

Střednědobá etapa

Jaderná varianta B

Klasická varianta K

Jaderná varianta A

Klasická varianta K

Jaderná varianta A

únor 2009

6

Problematika palivové základny ES ČR s dopadem na životní prostředí

6.3.2 Spotřeba černého uhlí Potřebné objemy černého uhlí se pohybují ve střednědobé etapě kolem 4 mil. tun ročně. Z dlouhodobého pohledu dochází postupně k navýšení potřeb na hodnoty 5 až 5.5 mil. tun, a to v souvislosti s instalací nových černouhelných bloků. Rozsah těchto nových instalací je v jednotlivých variantách různý, celkově však není velký - 200 MW v jaderných variantách a 500 MW ve variantě klasické. Proto také nárůst spotřeby není tak výrazný a je navíc ovlivněn obecně nižším využíváním černouhelných bloků ve srovnání s hnědouhelnými. Na grafech spotřeby černého uhlí - obr. 6.3.2a (tepelné jednotky) a 6.3.2b (skutečná množství) je patrný ještě jeden významný moment - tím je dočasný pokles spotřeby černého uhlí kolem roku 2020. Tento pokles je vyvolán rekonstrukcemi v elektrárně Dětmarovice, která je do doby instalací nových jednotek jediným systémovým zdrojem na černé uhlí. Její provozní výpadek, vyplývající z retrofitu, se tak na celkové spotřebě projeví velmi významně. Obr. 6.3.2a SPOTŘEBA ČERNÉHO UHLÍ (tepelné jednotky - PJ)

Obr. 6.3.2b SPOTŘEBA ČERNÉHO UHLÍ (skutečná množství - mil. tsk)

140

6

120

5

80 60 40

4 3 2 1

0

0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 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

20

2010 2011 2012 2013 2014 2015 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

[ mil. tsk ]

[ PJ ]

100

Střednědobá etapa

Jaderná varianta B

Střednědobá etapa

Jaderná varianta B

Klasická varianta K

Jaderná varianta A

Klasická varianta K

Jaderná varianta A

6.3.3 Spotřeba zemního plynu Zemní plyn je dosud z pohledu ES ČR spíše menšinovým primárním zdrojem. Jeho současná spotřeba v energetice se pohybuje kolem 1 mld. m3 ročně a týká se až na výjimky teplárenských nebo menších závodních zdrojů. Je to proto, že největší plynové jednotky v soustavě jsou určeny především jako záložní regulační zdroje, které jsou nasazovány pro krátkodobé využití pro regulaci, a v celkových bilancích plynu se jejich spotřeba projeví minimálně. Naopak největší paroplynový zdroj v soustavě - PPC Vřesová - využívá jako hlavní palivo energoplyn vyráběný z hnědého uhlí, a v bilancích se proto projeví rovněž jen menším podílem. Celkové spotřeby zemního plynu jsou patrné z obrázků 6.3.3a a 6.3.3b. Na nich jsou dobře patrné určité zlomové body, které souvisejí s náběhem nových zdrojů, zejména paroplynových jednotek 400 MW. Rozdílné počty těchto jednotek v jednotlivých variantách pak vyvolávají různé spotřeby v jednotlivých variantách. Pokud jde o variantu K, je zde určitá odlišnost v tom, že na konci řešeného období, od roku 2038, je spotřeba plynu o něco nižší oproti jaderným variantám. Je to dáno tím, že na rozdíl od jaderných variant přibývá namísto bloku 1 200 MW blok 1 600 MW. Plynové bloky jsou proto využívány méně a tomu odpovídá i nižší spotřeba plynu. Celková spotřeba zemního plynu v elektroenergetice a teplárenství by mohla při instalaci nových jednotek podle rozvojových variant vzrůst z dosavadní 1 mld. m3 na 2 až 2.3 mld. m3. I když „velká elektroenergetika“ zdaleka není nejvýznamnějším spotřebitelem zemního plynu, jde o více než 100% nárůst spotřeby v tomto sektoru. Z hlediska celkové spotřeby zemního plynu v ČR (dosud asi 9 mld. m3 ročně) se však nejedná o extrémní nárůst. V případě, že by situace v soustavě vyžadovala vyšší využití paroplynových zdrojů, byla by spotřeba zemního plynu vyšší, řádově by mohlo jít až o 3 mld. m3 ročně.

únor 2009

strana 135

6

Problematika palivové základny ES ČR s dopadem na životní prostředí

Obr. 6.3.3a SPOTŘEBA ZEMNÍHO PLYNU (tepelné jednotky - PJ)

Obr. 6.3.3b SPOTŘEBA ZEMNÍHO PLYNU 3 (skutečná množství - mld. m ) 3

90 80

2

70 [ mld. m3 ]

[ PJ ]

60 50 40 30 20

2 1 1

10 0

6.4

2010 2011 2012 2013 2014 2015 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

2010 2011 2012 2013 2014 2015 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

0

Střednědobá etapa

Jaderná varianta B

Střednědobá etapa

Jaderná varianta B

Klasická varianta K

Jaderná varianta A

Klasická varianta K

Jaderná varianta A

DOSTUPNOST ROZHODUJÍCÍCH PRIMÁRNÍCH PALIVOVÝCH ZDROJŮ

6.4.1 Hnědé uhlí Hnědé uhlí lze v současnosti považovat za rozhodující primární energetický zdroj české elektroenergetiky a teplárenství. To je ostatně patrné i z obr. 6.2.1 až 6.2.3, z nichž vyplývá i skutečnost, že v dohledné době se na tomto faktu nic podstatného nezmění. Hnědé uhlí spotřebovává většina systémových zdrojů, velké teplárenské zdroje zásobující největší městské aglomerace a také největší závodní elektrárny. Přitom veškeré hnědé uhlí spalované v českých energetických zdrojích pochází z tuzemské produkce. Na rozdíl od černého uhlí není hnědé uhlí světově obchodovanou komoditou, a pokud je předmětem mezinárodního obchodu, tak jen na menší vzdálenosti a v malých objemech. Při existenci všech výše uvedených skutečností je další osud českého hnědouhelného hornictví ohrožen i dalším omezením, které paradoxně vůbec nesouvisí s existujícími zásobami či jejich kvalitou. Jde o tzv. územně-ekologické limity (ÚEL), což jsou administrativně stanovená omezení rozvoje konkrétních uhelných lokalit. Situace je popsána v dalším textu. Rozbor poměrů v hnědouhelných ložiscích je zaměřen jen na tzv. těžitelné zásoby. Ty tvoří jen relativně malou část celkových, tzv. geologických zásob. Poměrně značné množství uhlí totiž nelze technicky dobývat, je nutno respektovat ochranné pilíře a některá ložiska nejsou z důvodů kvality paliva efektivní pro těžbu. Těžitelné zásoby jsou pro další posuzování děleny do následujících kategorií: 1)

Ložiska těžitelná do hranic územně-ekologických limitů. Jedná se o lokality, na nichž v současnosti probíhá aktivní těžba, a mohou se v rámci limitů bezproblémově využívat.

2)

Ložiska ležící za hranicemi územně-ekologických limitů. Jde o těžební lokality, jejichž využívání je omezeno na základě tří vládních rozhodnutí z roku 1991 (č. 331 pro oblast Chabařovice, č. 444 pro ostatní oblasti Severočeské hnědouhelné pánve, č. 490 pro oblast Sokolovské pánve). Uvedená administrativní rozhodnutí byla vyvolána dosti nešťastně na počátku 90. let jako důsledek ekologických poměrů v Podkrušnohoří. Nicméně důsledkem tohoto zásahu, který ve vyspělém světě nemá obdoby, je drastický zásah do elektroenergetiky. Setrvávání na platnosti ÚEL může v období nejbližších 20 let významně ohrozit energetickou bezpečnost České republiky. ÚEL přitom blokují zásoby zejména na otevřených lomových lokalitách. Využívání blokovaných zásob by přitom představovalo jen nepříliš rozsáhlý přesun obyvatelstva (zhruba 1 500 až 2 000 obyvatel). Náklady spojené s přesunem obyvatelstva (vybudování zcela nových sídel) by se přitom do konečné ceny

strana 136

únor 2009

Problematika palivové základny ES ČR s dopadem na životní prostředí

6

vyrobené elektřiny promítly jen nevýznamně, protože zablokované zásoby představují značný objem kvalitního uhlí. 3)

Rezervní zásoby v dosud neotevřených lokalitách. V těchto lokalitách dnes neprobíhá těžba ani nenavazují na stávající lomy. Jejich využívání je z dnešního pohledu problematické (rovněž nutnost likvidovat zástavbu, horší geologické podmínky, nižší kvalita uhlí) a je třeba se na ně dívat spíše jako na teoretické, které leží v místech, v nichž v současnosti neprobíhá aktivní těžba.

4)

Tzv. „postprognózní zásoby“, jejichž využívání je záležitostí z dnešního pohledu velmi vzdálených horizontů (nejdříve za 50 let). Tyto zásoby by byly dostupné v případě překročení limitů, a to až po vytěžení ložisek, která jsou ve skupině b) a mohly by být při nižších objemech těžby využívány dlouhodobě za hranici 22. století.

Zásoby hnědého uhlí jsou situovány především v dlouhém pásu území v Podkrušnohoří. Tento pás je přerušen masivem Doupovských hor, který prostor těžby dělí na tzv. Severočeskou hnědouhelnou pánev a tzv. Sokolovskou pánev v západních Čechách. V oblasti Severočeské pánve realizují těžbu společnosti Vršanská uhelná, Litvínovská uhelná a Severočeské doly, v Sokolovské pánvi pak společnost Sokolovská uhelná, právní nástupce. Mimo podkrušnohorské pánve je hnědé uhlí těženo jen minimálně. Jedná se o lignit v okolí Hodonína. Tento zdroj uhlí, byť lokálně důležitý (elektrárna Hodonín s výraznou teplárenskou výrobou) znamená z pohledu celkové tuzemské těžby jen asi 1 %. Jednotlivá hnědouhelná ložiska lze charakterizovat následovně: •

Lom Libouš (označovaný též jako DNT - Doly Nástup Tušimice): Oblast - Severočeská pánev, těží Severočeské doly. Zásoby těžitelné v rámci limitů k 1. 1. 2008 byly 302.1 mil. tun, průměrná výhřevnost 10.4 GJ/t, výhledový roční rozsah těžby v rozpětí 10 až 12.5 mil. tun, životnost ložiska asi do roku 2037. V oblasti blokované ÚEL leží dalších celkem 301 mil. tun, z nichž část byla odepsána již dříve, a pak bylo vykazováno jen 134 mil. tun blokovaných zásob, které by bylo možno těžit zhruba za rok 2050. Vzhledem k problémům se záborem lidských sídel, železniční trati a silničního obchvatu Chomutova, ale také s ohledem na nízkou výhřevnost v této omezené části by využití těchto zásob bylo problematické, a proto se s ním již nepočítá. Tyto zásoby proto již neuvažujeme ani v kategorii „uhlí ležící za limity“.

•

Lom Bílina: Oblast - Severočeská pánev, těží Severočeské doly. Zásoby těžitelné v rámci limitů k 1. 1. 2008 byly 203.2 mil. tun, průměrná výhřevnost 14.7 GJ/t, výhledový roční rozsah těžby v rozpětí 7 až 8.2 mil. tun, životnost ložiska asi do roku 2034. V oblasti blokované limity leží dalších 120 mil. tun o průměrné výhřevnosti 15 GJ/t. Těžba těchto blokovaných zásob by prodloužila životnost lomu přibližně do roku 2055, přičemž roční těžba v prodloužené životnosti by byla kolem 5.5 mil. tun ročně.

•

Lomy Vršany + Šverma: Oblast - Severočeská pánev, těží společnost Vršanská uhelná. Jde o dva různé lomy, které se vlivem pokračující těžby časem spojí. Celkové těžitelné zásoby k 1. 1. 2008 byly 320.1 mil. tun, průměrná výhřevnost 10.8 GJ/t, roční rozsah těžby zpočátku až 10 mil. tun, pak ale v důsledku spojení obou lomů pokles a dlouhodobě těžba kolem 6.5 mil. tun až do roku 2052. Jedná se o jedinou dlouhodobou lokalitu, jejíž postup není blokován platností ÚEL.

•

Lom ČSA: Oblast - Severočeská pánev, těží společnost Litvínovská uhelná. Zásoby těžitelné v rámci limitů (tzv. I. etapa) byly k 1. 1. 2008 ve výši 46.9 mil. tun, průměrná výhřevnost 17.5 GJ/t. V oblasti blokované limity (tzv. II. etapa) leží dalších 280 mil. tun o průměrné výhřevnosti 17.5 GJ/t. Po dokončení II. etapy by se otevřela cesta k III. a IV. etapě lomu ČSA;

únor 2009

strana 137

6

Problematika palivové základny ES ČR s dopadem na životní prostředí

tyto dvě etapy, spadající do kategorie tzv. postprognózních zásob, představují zásoby asi 470 mil. tun uhlí o výhřevnosti přes 15 GJ/t. Původní předpoklad těžby na lomu ČSA byl na úrovni 5 až 6 mil. tun ročně, a to jak v I. etapě, tak i po plynulém přechodu do II. etapy. I. etapa by tak trvala zhruba do roku 2017, II. etapa asi do roku 2063. Teprve poté, po likvidaci areálu Chemopetrolu, by byl otevřen přístup do III. a IV. etapy (postprognózní zásoby) s možností využívání až do 22. století. Vzhledem k setrvávání na platnosti ÚEL a také ve vazbě na existující smlouvy je nutno hledat i jiné cesty ve využívání uhlí z lomu ČSA - jinými slovy řečeno, je nutno přehodnotit scénář těžby v I. etapě do doby, než bude rozhodnuto o prolomení limitů a možném pokračování II. etapy. Proto je v současnosti pro tzv. útlumovou variantu těžby počítáno s tím, že od roku 2013 bude těžba výrazně omezena ze současných asi 5 mil. tun jen na 2.5 mil. tun ročně, což prodlouží těžbu v I. etapě zhruba do roku 2020. Takto nastavený postup těžby umožní alespoň částečně zajistit uhlí pro některé z významných tepláren a připraví prostor pro přechod na jiné palivo v případě, že by nedošlo k prolomení ÚEL. Současně však tento režim umožní takový postup těžby, aby v případě prolomení ÚEL bylo možné v těžbě pokračovat. Protože ale dnes je již nutno omezovat skrývku (právě z důvodu platnosti ÚEL), je zřejmé, že i v případě prolomení limitů nebude těžba plynule navázána, ale dojde k dočasnému poklesu roční těžby. V dále uváděných tabulkách a grafech je proto v útlumové variantě těžby počítáno jen s uvedenou omezenou těžbou kolem 2.5 mil. tun. •

Hlubinné doly: Oblast - Severočeská pánev, těží společnost Koh-i-noor. V současnosti probíhá těžba pouze na dole Centrum v rozsahu asi 0.5 mil. tun relativně vysoce výhřevného uhlí. Těžba by měla probíhat podle současných názorů maximálně do roku 2009, zbylé zásoby by teoreticky mohly být zužitkovány při lomové těžbě III. a IV. etapy lomu ČSA.

•

Lom Jiří: Oblast - Sokolovská pánev, těží společnost Sokolovská uhelná, právní nástupce. Zásoby těžitelné v rámci limitů k 1. 1. 2008 byly 118.6 mil. tun, průměrná výhřevnost 12.5 GJ/t, roční rozsah těžby asi 8 mil. tun, později pokles na asi 6 mil. tun ročně, životnost ložiska asi do roku 2024. V oblasti blokované limity leží 48 mil. tun o průměrné výhřevnosti 11.6 GJ/t, těžba těchto blokovaných zásob by prodloužila těžbu přibližně do roku 2032. S těžbou zásob blokovaných ÚEL se však spíše nepočítá.

•

Lom Družba: Oblast - Sokolovská pánev, těží společnost Sokolovská uhelná, právní nástupce. Celkové těžitelné zásoby k 1. 1. 2008 byly 71.8 mil. tun, průměrná výhřevnost 12.5 GJ/t, roční rozsah těžby asi 2 mil. tun, životnost ložiska asi do roku 2042. Těžba v této lokalitě není blokována limity.

•

Důl Mír Mikulčice: Oblast – Jihomoravská pánev, těží Lignit Hodonín, s. r. o. Využitelné zásoby uhlí k 1. 1. 2008 jsou kolem 2 mil. tun, počítá se s jejich využíváním zhruba do roku 2011 při ročním objemu těžby asi 450 tisíc tun. Výhřevnost paliva je nízká (8.6 GJ/t), těží se hlubinným způsobem. Těžba je vázána na provoz elektrárny Hodonín, která je jediným odběratelem tohoto uhlí.

Z řady ložisek hnědého uhlí, které v České republice existují a které tvoří určitou potenciální rezervu, patří mezi teoreticky využitelné následující tzv. rezervní lokality: •

Lom Bylany v zájmovém území skupiny Czechcoal (dříve Mostecká uhelná), jižně od nového Mostu, se zásobami 163 mil. tun.

•

Lom Zahořany v zájmovém území Severočeských dolů (oblast tzv. Pětipeské pánve severně od Podbořan), se zásobami 164 mil. tun.

strana 138

únor 2009

Problematika palivové základny ES ČR s dopadem na životní prostředí

•

6

Lom Podlesice-Veliká Ves v zájmovém území Severočeských dolů (rovněž v oblasti tzv. Pětipeské pánve severně od Podbořan), se zásobami 124 mil. tun.

Na všech třech uvedených lokalitách se nachází uhlí celkově horší kvality o výhřevnosti jen kolem 10 GJ/t. Toto palivo by bylo vhodné spalovat v bezprostřední blízkosti lomů bez nutnosti vzdálené dopravy. Těžební kapacita těchto tří lokalit by mohla být asi 16 mil. tun ročně po dobu asi 30 let s tím, že by šlo o otvírku „na zelené louce“ s nutností přesunu obyvatel. Zahájení těžby by připadalo v úvahu ve vzdálených časových horizontech, nejdříve asi mezi roky 2025 - 2030, aby se vykryly propady v těžbě ať už z důvodu neprolomení ÚEL nebo z důvodu průběžného poklesu těžby ostatních ložisek. Jiným přístupem by mohla být otvírka až v návaznosti na dožívání stávajících činných lokalit; čistě teoreticky lze uvažovat např. o využití zásob z lomů Zahořany a Podlesice v návaznosti na vytěžení lomu Libouš kolem roku 2037. Je nutno připomenout, že uváděné rezervní lokality by bylo nutno před jakýmikoliv úvahami opětovně přehodnotit z technického i ekonomického hlediska. Současná těžba hnědého uhlí v České republice je kolem 49 mil. tun a v posledních letech se výrazně nemění. Z dlouhodobého hlediska jde však o výrazně nižší těžbu, než se v historii vyskytla v polovině 80. let dosahovala úrovně téměř 100 mil. tun ročně. Souhrnný obraz situace, vyplývající z výše popsaných jednotlivých lokalit, je patrný z obr. 6.4.1a a 6.4.1b pro tzv. útlumovou variantu a z obr. 6.4.2a a 6.4.2b pro tzv. rozvojovou variantu. Dvojí pojetí obrázků vyplývá z toho, že je nutno odlišovat hmotnostní množství (v obrázcích typu „a“) a tepelný obsah (v obrázcích typu „b“). Protože výhřevnost ložisek hnědého uhlí je dosti proměnná, mohou být hmotnostní množství zkreslující. Pro názornost jsou lokality omezené platností ÚEL rozděleny na část „před limity“ a „za limity“ a jsou vyznačeny různými odstíny téže barvy. Obrázky pak doplňují tabulky 6.4.1 a 6.4.2, které uvádějí i výhřevnosti uhlí, přibližné doby ukončení těžby i statistiku těžby v roce 2007 (údaje za rok 2008 jsou zatím předběžné). Rozdílnost útlumové a rozvojové varianty spočívá právě v možnosti těžby za limity. Připomínáme, že prezentované varianty představují určité meze, tj. „vše do limitů“ a „vše za limity“, v realitě je však možné i smíšené řešení. Pro úplnost je doplněn ještě obr. 6.4.3, který vychází z grafu pro rozvojovou variantu a je dále doplněn o vybrané rezervní lokality. Z obrázku je patrno, že prolomením ÚEL a využitím rezervních lokalit by se výrazně zvýšila zabezpečitelnost české energetiky a teplárenství. Tento graf je uváděn již jen v tepelných jednotkách. Ke všem hodnotám těžby, uváděným ve výše uvedených tabulkách a grafech, je potřebné připomenout, že roční těžby představují určité střední hodnoty možností jednotlivých lokalit, které jsou zdola omezeny ekonomikou těžby, shora technickými možnostmi (počet technologických celků, směnnost apod.) Ukončení životnosti ložisek by pak mohlo časově mírně kolísat, a to v obou směrech. Celkový obraz o objemu zásob hnědého uhlí bez rozlišení časových horizontů podává graf na obr. 6.4.4. Je z něj patrný rozsah těžitelných zásob v rámci limitů podle oblastí, zásob za limity podle oblastí, zásob v rezervních lokalitách i tzv. postprognózní zásoby. V tomto obrázku je navíc uveden i objem zásob, který byly v oblasti „za limity“ a byly odepsány na lomu Libouš (DNT). Tento údaj je zde uveden záměrně, aby bylo patrné, jaký vliv mají nesprávná a dnes již těžko zvratitelná rozhodnutí. Vzhledem k významu hnědého uhlí jakožto rozhodujícího primárního zdroje české elektroenergetiky a teplárenství je vzájemnému posouzení potřeb a dostupnosti věnována samostatná kapitola 6.5.

únor 2009

strana 139

6

Problematika palivové základny ES ČR s dopadem na životní prostředí

Obr. 6.4.3 VÝVOJ MOŽNÉ TĚŽBY HNĚDÉHO UHLÍ PODLE ROZVOJOVÉ VARIANTY SE ZAHRNUTÍM REZERVNÍCH LOKALIT - podle energetického obsahu 700 Rezervní lokality

Zásoby těžitelné jen při zrušení územně-ekologických limitů

600

500

[ PJ / rok ]

Těžba za limity na DNT je již v současnosti nepravděpodobná

400

300

200

100

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

0

[ rok ]

lom ČSA lom Bílina lom Družba důl Mír Mikulčice lom Zahořany

lom ČSA - II. etapa lom Bílina - pokračování lom Jiří hlubinné doly lom Podlesice-Veliká Ves

lomy Vršany + Šverma DNT (lom Libouš) lom Jiří - pokračování lom Bylany DNT (lom Libouš) - pokračování

Obr. 6.4.4 ROZDĚLENÍ ZÁSOB HNĚDÉHO UHLÍ NA ÚZEMÍ ČESKÉ REPUBLIKY k 1. 1. 2008 (údaje v PJ) Současné - SHP 10 424 31.4%

Postprognózní zásoby 7 213 21.7%

Vysvětlivky: SHP = Severočeská hnědouhelná pánev SU = Sokolovská uhelná DNT = Doly Nástup Tušimice

Rezervní lokality 4 510 13.6%

Blokované - DNT 1 394 4.2%

strana 140

Současné - SU 2 380 7.2%

Blokované - SU 557 1.7%

Blokované - SHP bez DNT 6 700 20.2%

Současné - lignit 17 0.1%

únor 2009

Tab. 6.4.2 MOŽNÁ TĚŽBA HNĚDÉHO UHLÍ - rozvojová varianta

Tab. 6.4.1 MOŽNÁ TĚŽBA HNĚDÉHO UHLÍ - útlumová varianta

Oblast (pánev)

Společnost

Lokalita (lomy)

DNT (lom Libouš)

Severočeské doly, a. s.

Sokolovská uhelná, právní nástupce, a. s.

Lignit Hodonín, s. r. o.

10.4

203.2

14.7

2 987

12.5 12.5 10.0 10.0 10.0 8.2

9.47

8.2

7.0

7.0

7.0

8.0 -

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

9.55

10.0

8.0

6.5

6.5

6.5

6.5

6.5

6.5

6.5

-

-

2052

lom ČSA - I. etapa

46.9

17.5

821

5.04

5.0

2.5

2.5

-

-

-

-

-

-

-

-

2020

1.1

16.0

18

0.47

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2009

SHP celkem

873.4

11.9

10 424

38.86

35.7 31.2 26.0 23.5 23.5 14.5

6.5

6.5

6.5

-

lom Jiří

118.6

12.5

1 483

8.30

8.0

8.0

6.0

-

-

-

-

-

-

-

-

2024

71.8

12.5

898

1.98

2.2

2.2

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

-

-

-

-

2042

Sokolovská pánev celkem

190.4

12.5

2 380

10.28

10.2 10.2

8.0

2.0

2.0

2.0

2.0

-

-

-

-

2.0

8.6

17

0.46

0.5

0

0

0

0

0

0

0

-

-

49.6

46.4 41.4 34.0 25.5 25.5 16.5

8.5

6.5

6.5

-

-

620

578

95

70

70

-

-

1065.8

12.0

12 822

0

508

421

302

302

178

DNT (lom Libouš)

Severočeské doly, a. s.

lom Bílina lom Bílina - pokračování

Severočeská hnědouhelná Mostecká pánev uhelná a. s.

lomy Vršany + Šverma 1) lom ČSA - I. etapa lom ČSA - II. etapa hlubinné doly SHP celkem

2011

lom Jiří - pokračování lom Družba Sokolovská pánev celkem

JM pánev

1)

2.0

8.6

17

0.46

20 078

49.60 620

1513.8

13.3

12.5 8.2 10.0 5.0 35.7 8.0 2.2 10.2

12.5 8.2 8.0 5.0 33.7 8.0 2.2 10.2

10.0 8.0 6.5 6.0 30.5 6.0 2.0 8.0 0.5 0 0 46.4 43.9 38.5 577 552 497

10.0 8.0 6.5 6.0 30.5 6.0 2.0 8.0 0 38.5 491

10.0 8.0 6.5 6.0 30.5 6.0 2.0 8.0 0 38.5 491

8.0 5.5 6.5 6.0 26.0 2.0 2.0 0 28.0 366

5.5 6.5 6.0 18.0 2.0 2.0 0 20.0 283

5.5 6.5 6.0 18.0 0 18.0 258

5.5 6.5 6.0 18.0 0 18.0 258

3.8 6.0 6.0 9.8 6.0 0 0 9.8 6.0 162 105

2037 2034 2055 2052 2017 2063 2009 2024 2032 2042 2011

Lom Šverma jen do roku 2012 - 2013, pak splynutí s lomem Vršany a pokles kapacity spojeného lomu. Započítána jen část zásob dolu Centrum, po roce 2009 již těžba patrně nebude probíhat. Zásoby dolu Kohinoor nejsou uvažovány, těžba byla ukončena.

Obr. 6.4.2a VÝVOJ MOŽNÉ TĚŽBY HNĚDÉHO UHLÍ PODLE ROZVOJOVÉ VARIANTY hmotnostní množství

55

55

50

50

45

45

40

40 [ mil. tsk / rok ]

35 30 25 20

Zásoby těžitelné jen při zrušení územněekologických limitů

35 30 25

Těžba za limity na DNT je již v současnosti nepravděpodobná

20

15

15

10

10

5

5

lom Družba

DNT (lom Libouš)

lom Bílina

lom Jiří

lom ČSA

důl Mír Mikulčice

hlubinné doly

lom ČSA - II. etapa lom Družba lom Jiří - pokračování

lomy Vršany + Šverma DNT (lom Libouš) důl Mír Mikulčice

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

lom ČSA lom Bílina - pokračování lom Jiří

lom Bílina DNT (lom Libouš) - pokračování hlubinné doly

Obr. 6.4.2b VÝVOJ MOŽNÉ TĚŽBY HNĚDÉHO UHLÍ PODLE ROZVOJOVÉ VARIANTY energetický obsah

Obr. 6.4.1b VÝVOJ MOŽNÉ TĚŽBY HNĚDÉHO UHLÍ - ÚTLUMOVÁ VARIANTA - energetický obsah 700

700 650 600 550 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0

2011

2009

2007

2005

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

lomy Vršany + Šverma

[ rok ]

2003

0

0

2001

600

Zásoby těžitelné jen při zrušení územněekologických limitů

[ PJ / rok ]

500 400 Těžba za limity na DNT je již v současnosti nepravděpodobná

300 200 100

lomy Vršany + Šverma

lom Družba

DNT (lom Libouš)

lom Bílina

lom Jiří

lom ČSA

důl Mír Mikulčice

hlubinné doly

lom ČSA lom Bílina - pokračování lom Jiří

lom ČSA - II. etapa lom Družba lom Jiří - pokračování

lomy Vršany + Šverma DNT (lom Libouš) důl Mír Mikulčice

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

2007

2005

2003

[ rok ]

2001

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

0 2009

[ mil. tsk / rok ]

3 142 2 987 1 800 3 457 821 4 900 18 17 124 1 483 557 898 2 937

Zeleným podtiskem jsou vyznačeny těžby lokalit při zrušení platnosti územně-ekologických limitů. Uváděné hodnoty barevně vyznačených řádků tak vyjadřují rozdíl mezi útlumovou a rozvojovou variantou.

Obr. 6.4.1a VÝVOJ MOŽNÉ TĚŽBY HNĚDÉHO UHLÍ - ÚTLUMOVÁ VARIANTA - hmotnostní množství

[ PJ / rok ]

10.4 14.7 15.0 10.8 17.5 17.5 16.0 13.4 12.5 11.6 12.5 12.3

Česká republika celkem - teplo v palivu [ PJ ]

2)

[ rok ]

14.34 9.47 9.55 5.04 0.47 38.86 8.30 1.98 10.28

302.1 203.2 120.0 320.1 46.9 280.0 1.1 1273 118.6 48.0 71.8 238.4

Lignit Hodonín, s. r. o. důl Mír Mikulčice

Česká republika celkem - mil. tsk

Lom Šverma jen do roku 2012 - 2013, pak splynutí s lomem Vršany a pokles kapacity spojeného lomu. Započítána jen část zásob dolu Centrum, po roce 2009 již těžba patrně nebude probíhat. Zásoby dolu Kohinoor nejsou uvažovány, těžba byla ukončena.

[ rok ]

2)

lom Jiří

Sokolovská uhelná, právní nástupce, a. s.

Sokolovská pánev

Možná těžební kapacita jednotlivých lokalit (v mil. tsk / rok): Energet. Celkové Skutečná obsah Životnost vytěžitelné Průměrná těžba zásob výhřevnost lokality zásoby 2007 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055 2060 [ PJ ] [ GJ/t ] do roku [ mil. tsk ] [ mil. tsk ] k 1.1.2008 k 1.1.2008

Lokalita (lomy)

-

lom Družba

důl Mír Mikulčice

Společnost

2034

3 457

2)

Oblast (pánev)

2037

10.8

Česká republika celkem - teplo v palivu [ PJ ]

2)

14.34

320.1

Česká republika celkem - mil. tsk

1)

3 142

lomy Vršany + Šverma 1)

hlubinné doly

JM pánev

302.1

lom Bílina

Severočeská hnědouhelná Mostecká pánev uhelná a. s.

Sokolovská pánev

Možná těžební kapacita jednotlivých lokalit (v mil. tsk / rok): Energet. Celkové Skutečná vytěžitelné Průměrná obsah Životnost těžba výhřevnost zásob zásoby lokality 2007 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055 2060 [ GJ/t ] [ PJ ] [ mil. tsk ] do roku [ mil. tsk ] k 1.1.2008 k 1.1.2008

lom Bílina DNT (lom Libouš) - pokračování hlubinné doly

Problematika palivové základny ES ČR s dopadem na životní prostředí

6

6.4.2 Černé uhlí Černé uhlí je v současnosti druhým nejvýznamnějším fosilním palivem využívaném v české elektroenergetice a teplárenství. Na rozdíl od hnědého uhlí, které je hlavním palivem pro systémové zdroje, je černé uhlí využíváno spíše v teplárenství a závodní energetice. Jediným systémovým zdrojem využívajícím černé uhlí je elektrárna Dětmarovice. Pro využívání černého uhlí je příznačná regionalita - naprostá většina černouhelných zdrojů je situována na severní Moravě, kde je v podstatě jediná oblast těžby černého uhlí. Rozsah těžby černého uhlí byl, obdobně jako v případě uhlí hnědého, výrazně vyšší. Současná těžba dosahuje hodnoty 13 až 14 mil. tun ročně na úrovni odbytové těžby. Je nutno připomenout, že tzv. hrubá těžba je významně vyšší a statisticky uváděné údaje tak mohou zkreslovat, pokud dojde k záměně pojmů. Užívání černého uhlí má ovšem jiný charakter, než je tomu u uhlí hnědého. Významnější část těženého černého uhlí představuje uhlí vhodné pro koksování, menší část je uhlí energetické. Protože černé uhlí podléhá mezinárodnímu obchodu, je bilance černého uhlí poněkud složitější, neboť část produkce, a to u obou druhů, se vyváží a část zase dováží. V zásadě ale platí, že pro tuzemskou spotřebu je použito asi 4.5 mil. tun energetického uhlí. Bilanci koksovatelného uhlí neřešíme, neboť jeho využívání v energetice je omezeno (teoreticky je možné, ale musí tomu být přizpůsoben kotelní park). Těžba černého uhlí probíhá dnes v současnosti již pouze v ostravsko-karvinském regionu, a to převážně v oblasti Karviné, pouze lom Paskov je situován poblíž Frýdku-Místku. V ostatních oblastech, kde dříve probíhala těžba, se již netěží. Těžba v Rosicko-oslavanské pánvi a v západních Čechách byla ukončena v 90. letech a v oblasti Kladna v roce 2002. Jen nepatrné zbytky těží firma GEMEC v oblasti Žacléře. Činná těžba se tedy koncentruje opravdu jen na severní Moravu, a to do následujících dolů, resp. důlních závodů: •

důl Karviná, který vznikl sloučením donedávna samostatných dolů ČSA a Lazy,

•

důl ČSM ve Stonavě,

•

důl Darkov v Karviné-Darkově,

•

důl Paskov u Frýdku-Místku.

Jednotlivé doly produkují jak energetické, tak koksovatelné uhlí, ale jejich poměr je různý. Celkové poměry v těžbě jak v nedávné historii, tak ve výhledu, ukazuje následující obr. 6.4.5. Údaje ve výhledu představují určitý současný názor, který vyplývá z momentální situace v jednotlivých dolech, technického stavu, ekonomiky lokalit a cenových prognóz. Zbývající životnost by byla 10 až 15 let. Tato nevalná perspektiva však může být posunuta, pokud budou realizovány investice do těžby. V současnosti jsou tyto investice zvažovány. Celková těžba, bez specifikace jednotlivých lokalit, by se pak významně prodloužila. Tato dodatečná těžba je v grafu znázorněna. Kromě současných ložisek v ostravsko-karvinském revíru je perspektivním ložiskem i důl Frenštát, ležící v předpolí Beskyd. Jedná se o velice nadějnou lokalitu s těžitelnými zásobami asi 360 mil. tun. Bohužel, obdobně jako existují limity pro těžbu hnědého uhlí, je ohrožen i tento důl. Ačkoliv byl vybudován a připravován na těžbu, vlivem nesouhlasu místních samospráv je těžba zatím vyloučena a důl je zakonzervován. Zahájení těžby se dnes nejeví jako pravděpodobné. Pokud by tuzemská těžba předčasně skončila, bude nutno hledat náhrady paliva v dovozu. Částečným řešením by mohlo být využití koksovatelného uhlí, které je teoreticky použitelné i pro energetiku za cenu změny kotelního parku. Podmínkou toho by ovšem bylo, že by nebyl odbyt pro tuto kategorii uhlí v hutnickém průmyslu. Pokud jde o dovozy, připadá v úvahu Polsko, ale na druhé straně je nutno zvážit, jaký bude vývoj v Polsku celkově - obnova energetických zdrojů, které na rozdíl od České republiky neprošly modernizací zaměřenou na omezení emisí, celkový přístup

únor 2009

strana 141

6

Problematika palivové základny ES ČR s dopadem na životní prostředí

polského státu k hornictví (systém dotací) i jiné faktory. Jinou alternativou může být dovoz ze vzdálených lokalit - buď Rusko (pozemní cestou vlakem) nebo dovoz ze zámořských lokalit (Austrálie, Indonésie, Jižní Afrika, Jižní Amerika) a následující přeprava vlakem ze západoevropských přístavů (systém ARA). Jde ovšem o systémový problém - není vyloučeno, že v měnících se evropských poměrech bude účelné budovat černouhelné elektrárny blízko Severního moře a elektřinu přenášet sítěmi. Obr. 6.4.5 STATISTIKA A MOŽNÝ VÝVOJ TĚŽBY ČERNÉHO UHLÍ V ČR 16 15 14 13 12

Odhad rozšíření těžby vlivem předpokládaných investic

11 [ mil. tun ]

10

ČSA Paskov Lazy Darkov ČSM Stonava

9 8 7 6 5 4 3 2 1 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

0

[ rok ]

Závěrem lze k problematice černého uhlí pro českou energetiku uvést následující: •

Současné potřeby elektroenergetických zdrojů na černé uhlí mohou být zabezpečovány tuzemskou těžbou zhruba do roku 2015.

•

V případě skončení tuzemské těžby černého uhlí po roce 2015 (což je dnes předpokládáno) by zásobování existujících zdrojů (v rozsahu potřeb do 5 mil. tun ročně) muselo být zabezpečeno dovozem, patrně z Polska.

•

Výstavba nových černouhelných zdrojů tak, jak je navrhována v jednotlivých variantách, by byla podmíněna zajištěním dovozu černého uhlí ze vzdálených lokalit (Rusko, případně i zámořské lokality).

6.4.3 Zemní plyn V oblasti zemního plynu je naše země z 99 % závislá na jeho dovozu. Využívání zemního plynu nemá zdaleka tak dlouhou historii jako využívání uhlí. V tuzemských podmínkách bylo rozšířeno spíše využívání svítiplynu, který se vyráběl lokálně z hnědého uhlí. Významnějším se zemní plyn stává až od počátku 70. let v souvislosti s výstavbou tranzitního plynovodu ze Sovětského svazu na území Československa a odtud dále do Rakouska a Německa. Zatímco do té doby byla energetika orientována převážně na uhlí, s přivedením zemního plynu se situace začala významně měnit. Dokládá to obr. 6.4.6, z něhož je patrný výrazně strmý nárůst spotřeby zemního plynu. Obrázek dokumentuje i spotřebu svítiplynu a pro názornost vše uvádí v tepelných jednotkách, protože svítiplyn má ve srovnání se zemním plynem méně než poloviční výhřevnost a statistické údaje v objemech by mohly být zkreslující.

strana 142

únor 2009

6

Problematika palivové základny ES ČR s dopadem na životní prostředí

Obr. 6.4.6 SPOTŘEBA PLYNŮ V ČR - historický vývoj (podle tepelného obsahu) 400 000 350 000 300 000

[TJ]

250 000 Zemní plyn Svítiplyn

200 000 150 000 100 000 50 000

2005

2001

1997

1993

1989

1985

1981

1977

1973

1969

1965

1961

1957

1953

1949

1945

1941

1937

1933

1929

1925

0

Pro provoz české plynárenské soustavy mají značný význam podzemní zásobníky plynu, protože spotřeba zemního plynu je z ročního pohledu výrazně nevyrovnaná a dovozy v průběhu roku naopak relativně vyrovnané. Roční proval plynárenského diagramu zatížení je značný - poměr energie nejnižšího a nejvyššího měsíce dosahuje hodnoty asi 2:10, zatímco v elektřině je tento poměr asi 7:10. Tento proval vyplývá především z využívání plynu pro výrobu tepla. Charakteristický průběh spotřeby v měsíčním rozložení a porovnání s dovozem ukazuje obr. 6.4.7 (uvádí průměrné hodnoty za poslední čtyři roky). Obr. 6.4.7 MĚSÍČNÍ ROZLOŽENÍ SPOTŘEBY ZEMNÍHO PLYNU [mil. m 3 ] (průměr za roky 2005 až 2008) 1 400 1 300 1 200 1 100 1 000

3

[ mil. m ]

900 800

Dovoz plynu

700 600 500 400 300 200 100 0 Leden

Únor

Březen

Duben

Květen

Červen

Červenec

Srpen

Září

Říjen

Listopad

Prosinec

[ měsíce ] Velkoodběr

Střední odběr

Maloodběr

Domácnosti

Pokud jde o zásobníky, je pozice české plynárenské soustavy relativně dobrá ve srovnání s jinými evropskými zeměmi. Celková kapacita zásobníků společnosti RWE Gas Storage (člen skupiny RWE provozující zásobníky, vznikla jako důsledek oddělení činnosti obchodu, přepravy a skladování plynu) je asi 2 mld. m3, kapacita zásobníků dalších subjektů je asi 750 mil. m3.

únor 2009

strana 143

6

Problematika palivové základny ES ČR s dopadem na životní prostředí

Problémy kolem plynu lze shrnout do následujících bodů: •

Na zemním plynu je závislé vytápění miliónů českých domácností buď přímo (individuální vytápění), nebo nepřímo (přes blokové výtopny nebo některé teplárny). Případný úbytek dnes nelze nahradit (vytěsnit spalováním uhlí), protože v současnosti by na toto již nebyla kapacita v zásobách uhlí a situace se naopak bude ještě zhoršovat s dožíváním hnědouhelných lomů.

•

Spotřeba plynu vykazuje výrazný letní proval. Dovoz plynu je v průběhu roku relativně vyrovnaný a rozdíly je nutno vykrývat pomocí podzemních zásobníků.

•

Objem zásobníků v České republice je ve srovnání s jinými zeměmi spíše nadprůměrný, v zimním období však nejsou schopny při úplném výpadku dovozu zajistit tuzemskou spotřebu.

•

Zásobníky jsou z geologických důvodů lokalizovány ve východní části země. Jednostranná poziční koncentrace může být strategickou nevýhodou. Případná výstavba paroplynových zdrojů, které vyžadují velké objemy plynu s možným značným kolísáním, by mohla být omezena vazbou na blízkost zásobníků.

•

Fyzicky je veškerý zemní plyn dodáván na české území z Ruska. Obchodní diverzifikace dodávkami z Norska ve výši asi 25 % je podstatná, ale v případě významnějších výpadků nemůže zajistit plnohodnotně tuzemskou spotřebu.

•

Pro zvýšení zabezpečenosti je nutno posilovat kapacitu přepravních tras pro zajištění dostatečného objemu náhradními cestami a budovat propojení mezi existujícími systémy.

•

Je nutno ještě více posílit kapacitu zásobníků, a to jak v rovině celkového objemu, tak pokud jde o denní kapacitu čerpání.

•

Je žádoucí hledat i jiné zdroje dodávek, ale je nutno vycházet z reálné geopolitické situace.

Situaci v možných zdrojích pro dodávky zemního plynu pro potřeby České republiky, avšak v širším mezinárodním kontextu, ukazuje obr. 6.4.8. Na tomto obrázku jsou znázorněny hlavní možné trasy dodávek plynu do Evropy. Současně je však z něj patrné, jak jsou na tom jednotlivé evropské země z hlediska bilance zdrojů a potřeb zemního plynu. Situaci lze shrnout v následujících bodech: •

Pouze tři evropské země - Norsko, Nizozemí a Dánsko - jsou soběstačné z hlediska spotřeby zemního plynu. Dobrou pozici mají i Velká Británie, Rumunsko a Chorvatsko, které vlastní těžbou pokrývají více než 50 % vlastní spotřeby.

•

Ostatní evropské země jsou výrazně závislé na dovozech. Celkem 6 zemí (zahrnujících i Ukrajinu) pokryje vlastní těžbou 10 až 30 % své celkové spotřeby (nejméně Itálie - kolem 10 %, nejvíce Polsko - kolem 30 %, ostatní uvedené kolem 20 %). Všechny zbývající země mají nulovou nebo nepatrnou těžbu ve vztahu ke své spotřebě. Mezi tyto země spadá i Česká republika s 1 % tuzemské těžby.

•

Hlavními oblastmi možných dodávek zemního plynu jsou státy bývalého Sovětského svazu, a to především Rusko, Turkmenistán a Uzbekistán, země středního východu (především Írán), země severní Afriky (především Alžírsko) a země kolem Severního moře (zejména Norsko).

•

Dopravní trasy do Evropy jsou rizikové buď z geopolitického nebo z technického hlediska. Mezi geopolitická hlediska patří především tranzitní země (v obecném smyslu), mezi technická hlediska lze zařadit např. trasy přes moře, i když v tomto směru byl v posledních desetiletích učiněn značný pokrok díky rozvoji potrubních technologií.

•

Pro potřeby České republiky je dnes rozhodující (a v krátkodobém horizontu těžko zaměnitelný) plynovod z Ruska (označovaný jako Bratrství, u nás jako Transgas). Tímto

strana 144

únor 2009

6

Problematika palivové základny ES ČR s dopadem na životní prostředí

plynovodem směřuje dnes 75 % obchodních (ale 100 % faktických) dodávek. Ve srovnání s ostatními plynovody má nesrovnatelně větší přepravní kapacitu. Rizikovým hlediskem tohoto plynovodu je tranzit přes Ukrajinu, který se nedávno ukázal jako problematický. •

Alternativou pro dodávky z Ruska do regionu střední Evropy může být plynovod Jamal, který míjí Ukrajinu tranzitem přes Bělorusko. Nesměřuje ovšem na území České republiky, ale do Německa, a jeho kapacita je omezená.

•

Významným faktorem se může stát budovaný plynovod Nord Stream, který povede po dně Baltského moře a umožní přímé dodávky z Ruska do Německa. Zprovoznění se předpokládá v roce 2011 a může se tak stát první významnější dopravní alternativou, otázku alternativy primárního zdroje dodávek (Ruská federace) však neřeší.

•

Za relativně nejspolehlivější trasu lze považovat přímé plynovody ze Severního moře do Německa. Je ovšem nutno mít v patrnosti skutečnost, že těžba v Norsku je na dlouhou dobu vyprodána a zatím není v dohledu možné zvýšení těžby. I taková země, jako je Velká Británie, není v potřebách zemního plynu zcela soběstačná.

•

Pro potřeby střední Evropy jsou poněkud „vzdálené“ přepravní trasy ze severní Afriky. Tyto kapacity jsou navíc vázané dodávkami pro tak velké spotřebitele jako např. Itálie.

•

Značné naděje jsou očekávány od projektu plynovodu Nabucco, který by do střední Evropy přicházel z Turecka přes Balkánský poloostrov. Základním problémem tohoto projektu je však získání potřebné „náplně“. Zdroje by měly být obecně v Kaspickém regionu u plynových „velmocí“ jako Írán nebo Turkmenistán. Existuje však riziko, že plyn z těchto zemí se uplatní na jiných trzích, především asijských (Čína, Indie, Pákistán) a pro dodávky do Evropy nezbude potřebná kapacita.

Obr. 6.4.8 SITUACE V ZÁSOBOVÁNÍ ZEMNÍM PLYNEM V ŠIRŠÍM EVROPSKÉM KONTEXTU významné exportní státy méně významní exportéři státy pokrývající více než 50 % spotřeby tuzemskou těžbou státy pokrývající tuzemskou těžbou 10 až 30 % spotřeby Rusko Finsko

Švédsko

plynovody ze Severního moře

Nord Stream (2011 ?)

Norsko Estonsko

Jamal

Lotyšsko Dánsko

Bratrství (Transgas)

Litva Rusko

Nizozemí

Irsko

Bělorusko

Polsko

Veká Británie Belgie

Francie

Německo

Švýcarsko Itálie

Česká republika Slovensko

Ukrajina

Maďarsko

Rakousko

Rumunsko

Slovinsko Chorvatsko BiH

Kazachstán

Moldavsko

Srbsko Uzbekistán

Po tu g alsko

Černá Hora Bulharsko Albánie

Španělsko

Gruzie

Makedonie

Azerbajdžán Arménie Řecko

Turecko

riziko dodávek mimo evropské trhy

Alžírsko

Transmed Maroko

Tunisko

Kypr

Green Stream

Sýrie Irák Írán

Libye

únor 2009

Turkmenistán

Nabucco

Egypt

EGÚ Brno, a. s. 02-2009

strana 145

6

Problematika palivové základny ES ČR s dopadem na životní prostředí

6.5

BILANCE ZDROJŮ HNĚDÉHO UHLÍ VE VZTAHU K JEHO SPOTŘEBĚ V ENERGETICE A TEPLÁRENSTVÍ

V předcházejícím textu byly uvedeny spotřeby paliv odpovídající výsledkům simulace provozu a dále pak byla specifikována dostupnost jednotlivých druhů paliv. Protože hnědé uhlí je pro ES ČR rozhodujícím palivem, věnujeme se vzájemnému porovnání spotřeby a dostupných zdrojů samostatně v následujícím textu. Těžba hnědého uhlí byla popsána ve dvou variantách - viz obr. 6.4.1 a 6.4.2., a to útlumové variantě (obr. 6.4.1), která je charakterizována setrváním na platnosti ÚEL a rozvojové variantě (obr. 6.4.2), charakterizované využíváním ložisek ležících za hranicemi limitů. Pro dále uvedené porovnání je použita ještě jedna varianta, kterou lze označit jako reálnou rozvojovou, v níž se předpokládá těžba za limity jen na dvou rozhodujících lokalitách, a to na lomu ČSA a lomu Bílina. Z těžby za limity je vypuštěna těžba Sokolovské uhelné. S využíváním zde ležících zásob za limity se nepočítá, protože jejich prolomení by bylo problematické a přineslo by jen krátkodobé prodloužení těžby neumožňující budování nové generace zdrojů, což je zásadní odlišnost od situace na lomech ČSA a Bílina. Proto také tuto „mezivariantu“ lze považovat za více pravděpodobnou. Při hodnocení bilance se na straně spotřeby musí zahrnout i objem uhlí realizovaný v jiných sektorech a také exporty hnědého uhlí. Hnědé uhlí je sice využíváno především v elektroenergetice a teplárenství, přesto se ale část spotřeby realizuje v sektoru malospotřeby (obyvatelstvo, menší výtopny). Vcelku minimální objemy uhlí dnes směřují na export, většinou do slovenských tepláren. Spotřeba v sektoru malospotřeby je v současnosti kolem 3.5 mil. tun ročně, kolem roku 2020 by měla být jen 2 mil. tun a zhruba do roku 2030 by měla postupně zaniknout úplně. Současné exporty kolem 1 mil. tun ročně by rovněž po roce 2020 měly být utlumeny na minimum. Průběh poklesu spotřeby v sektoru malospotřeby je také variantní, protože souvisí se životností konkrétních lomů. Při ukončení těžby na lomu ČSA v rámci ÚEL dojde k rychlejšímu útlumu dodávek pro obyvatelstvo. Postupné ukončování dodávek pro obyvatelstvo může v některých časových úsecích znamenat i mírně rostoucí disponibilní množství pro energetiku. Výsledná disponibilní množství hnědého uhlí jsou tedy dána variantními možnostmi těžby sníženými o dodávky do sektoru malospotřeby a o exporty uhlí. Tato dostupná množství jsou porovnávána s potřebami pro elektroenergetiku a teplárenství. Výsledná bilance, hodnocená na úrovni tepelného obsahu (z důvodu různých výhřevností uhlí na jednotlivých lomech), je uvedena na obr. 6.5.1. Z něj vyplývají následující podstatné závěry pro českou energetiku: •

V období nejbližších necelých 10 let bude ještě ES ČR zabezpečitelná tuzemskou těžbou hnědého uhlí s tím, že očekávaný provoz již bude celkovým dostupným množstvím hnědého uhlí limitován. To v praxi znamená, že soustavu lze po stránce výroby elektřiny zajistit, ale nebude možné realizovat všechny exporty, i když v soustavě existuje disponibilní výkon.

•

Přibližně od roku 2018 se ES ČR dostává do stavu, kdy v případě neprolomení limitů není zabezpečena dodávka hnědého uhlí pro tuzemské zdroje, a to ani za situace, kdy soustava již nebude exportovat. Disproporce začíná kolem roku 2020 na úrovni asi 40 PJ ročně a pak narůstá. Po ukončení těžby na Sokolovsku kolem roku 2025 se prohlubuje na 120 až 160 PJ (podle variant) a po skončení těžby na lomu Bílina kolem roku 2035 se propadá na hodnotu 200 až 240 PJ.

•

Při neprolomení limitů je tedy soustava po roce 2018 neprovozovatelná, respektive provozovatelná pouze za situace, kdy by byla ve velkém rozsahu změněna palivová základna velkého množství zdrojů, zejména pak v teplárenství a závodní energetice.

strana 146

únor 2009

Problematika palivové základny ES ČR s dopadem na životní prostředí

6

•

V případě prolomení ÚEL se zabezpečení soustavy hnědým uhlím výrazně prodlouží. Soustava by mohla být mírně přebytková a umožnila by i určitý objem vývozů i po roce 2018, avšak v okamžiku ukončení těžby na Sokolovsku kolem roku 2025 se stane bilančně přibližně vyrovnanou. Stav „přibližné vyrovnanosti“ znamená, že křivka dostupných množství se pohybuje mezi spotřebami jednotlivých variant. Některá varianta je mírně přebytková, jiná mírně nedostatková. Dále je nutno upozornit na to, že je posuzována bilance soustavy jako celku. S ukončením těžby konkrétních lokalit však přijdou o svůj zdroj paliva konkrétní elektrárenské nebo teplárenské lokality a ty budou muset hledat náhradní palivo.

•

Kolem roku 2030 se ES ČR stane z hlediska hnědého uhlí deficitní v každém případě, a to i v případě prolomení ÚEL. Další vývoj v soustavě tedy nutně vyvolá potřebu změny palivové základny u řady stávajících zdrojů, především tepláren a závodních elektráren. Situace by byla řešitelná jen případným otevřením náhradních lokalit.

•

K docílení stavu, aby soustava byla při neprolomení limitů zajištěna, by se muselo nahradit palivo u zdrojů s celkovým instalovaným výkonem asi 2 500 MW, přičemž naprostá většina zdrojů má teplárenský charakter, takže problém nespočívá pouze v nalezení náhradní paliva za hnědé uhlí pro výrobu elektřiny, ale také pro energeticky srovnatelný objem dodávkového centralizovaného tepla. Alternativami je černé uhlí nebo zemní plyn, což jsou dovozové suroviny, nebo biomasa, která má zase omezenou územní produkci. Z tohoto pohledu je nejvýhodnější varianta JB, v níž se počítá s výstavbou jen jednoho bloku 660 MW v lokalitě Počerady. Uvolněné hnědé uhlí by mohlo částečně nahradit výpadek těžby na lomu ČSA, která je určena především do sektoru teplárenství, samozřejmě za cenu zvýšených nákladů na dopravu.

•

K výraznému zlomu dojde v roce 2038, kdy skončí životnost lomu Libouš (DNT). Společně s tímto lomem však skončí také provoz zdrojů Tušimice II a Prunéřov II, které jsou v současnosti retrofitován právě jen v rozsahu odpovídajícím zbytkovým zásobám tohoto lomu. Disproporce mezi potřebami a dostupným množstvím se tedy nezmění, pouze se sníží obě strany bilance.

•

Pro další osud ES ČR je tedy z pohledu energetického, ekonomického i celospolečenského nutné bezodkladně rozhodnout o prolomení limitů na rozhodujících lokalitách, a to na lomu ČSA a na lomu Bílina, přičemž prvotním řešením musí být řešení situace na lomu ČSA. V současnosti se neustálým odkládáním dalšího řešení situace na tomto lomu dostala do stavu, kdy i při rozhodnutí o pokračování těžby dojde k dočasnému omezení těžby, poněvadž již dnes neprobíhá potřebná skrývka. Čím později se o prolomení rozhodne, tím hlubší bude propad s fatálními dopady do bilance dostupného množství. To může v případě konkrétních významných teplárenských lokalit vyvolat v několika blízkých letech krizi, na kterou nebude možné se připravit.

•

Je nutno upozornit i na důležitou skutečnost, pokud jde o postup lomu ČSA v rámci limitů. Pokud nebude vůle ÚEL prolomit, bude nutno v těžbě pokračovat tak, aby dospěla maximálně na hranu limitů a postup lomu ukončila. V takovém případě by mohla nastat i taková situace, že z výsledné porubní fronty by ani při pozdějším politickém rozhodnutí o pokračování těžby za limity nebylo možné z technicko-geologických důvodů pokračovat.

•

Prolomení limitů zabezpečí soustavu na řadu let a změna palivové základny tak bude muset proběhnout jen u omezeného množství zdrojů. Nejde o řešení „navždy“, nicméně umožní překlenout alespoň částečně energetickou bilanci do doby, kdy budou běžně k dispozici nové technologie, které jsou dnes známy, ale nejsou zatím průmyslově využitelné (např. využívání vyhořelého paliva ze současných typů jaderných reaktorů).

únor 2009

strana 147

0

50

Dostupné množství uhlí při vývoji těžby podle útlumové varianty

2019

2018

2016

2015

2014

2013

Spotřeba v jaderné variantě A

2021

2020

100

2026 [ rok ]

2028

2027

Spotřeba v jaderné variantě B

2022

150

V tomto časovém horizontu je již nutné prolomení limitů

2023

200

2025

250

2030

2029

300

2017

V tomto časovém horizontu je nutná částečná obměna palivové základny i při prolomení limitů

Množství uhlí dostupné navíc při prolomení ÚEL na lomech ČSA a Bílina

Spotřeba v klasické variantě K

2031

350

2032

400

2033

450

2034

500

2024

Množství uhlí dostupné navíc i při prolomení ÚEL v Sokolovské pánvi (nepravděpodobné)

2035

550

2036

600

POROVNÁNÍ SPOTŘEBY HNĚDÉHO UHLÍ PRO ELEKTROENERGETIKU A TEPLÁRENSTVÍ S MOŽNOSTMI JEHO DODÁVEK

2037

Obr. 6.5.1

2038

strana 148

2039

6 Problematika palivové základny ES ČR s dopadem na životní prostředí

únor 2009

2040

2012

2011

2010

[ PJ ]

Problematika palivové základny ES ČR s dopadem na životní prostředí

6.6

6

VLIV PROVOZU ES NA ŽIVOTNÍ PROSTŘEDÍ

Zajištění maximální šetrnosti k životnímu prostředí je základní podmínkou udržitelného rozvoje, a proto je podporováno ze strany i na úrovni EU a pozvolna se tato snaha stává globální. V rámci elektroenergetiky lze maximální šetrnosti k životnímu prostředí dosáhnout racionální realizací čtyř opatření, kterými jsou: 1.

Minimalizace poptávky po elektřině.

2.

Optimalizace mixu primárních zdrojů energie.

3.

Zvyšování účinnosti energetické přeměny primárního zdroje na elektřinu.

4.

Technologická opatření na eliminaci, nebo alespoň minimalizaci, negativních dopadů na životní prostředí.

Z hlediska ochrany životního prostředí nelze z rozvojových variant a priori vylučovat žádný typ výroben elektřiny. Obnovitelné zdroje energie budou hrát stále významnější roli, ale hlavní objem výroby elektřiny zůstane zřejmě ještě po dlouhou dobu doménou tepelných elektráren. Významnou roli v budoucím rozvoji elektroenergetiky mohou hrát i jaderné elektrárny. V současné době pochází přibližně jedna třetina elektřiny a 15 % energie spotřebované v EU z jaderné energetiky, jež je jedním z největších zdrojů energie bez oxidu uhličitého v Evropě. Jaderná energie je jedním ze způsobů, jak v EU dále omezovat emise CO2, a pro členské státy, které se k této volbě přihlásí, se bude rovněž pravděpodobně podílet na energetickém scénáři, v jehož rámci budou v nadcházejících desetiletích požadována značná omezení emisí. Na jaderné energii se rovněž méně projevují změny cen paliva – ve srovnání s výrobou při spalování uhlí či zemního plynu, protože uran představuje jen menší část celkových nákladů na výrobu jaderné elektřiny a pochází ze zdrojů dostačujících na mnoho desetiletí a rozesetých po celém světě. Celkově lze konstatovat, že česká elektroenergetika se vyvíjí cestou postupné minimalizace negativních dopadů na životní prostředí a lze očekávat, že tento trend bude zachován i v budoucnu. Současný stav vytváří předpoklady k tomu, že v dalším vývoji české elektroenergetiky nebude opomenuto žádné z reálně možných opatření pro posílení tohoto trendu.

6.6.1 Emisní bilance ES ČR Jako v předcházející kapitole, kde byly pro střednědobý i dlouhodobý výhled, a pro všechny tři rozvojové varianty zdrojové základny, zpracovány palivové bilance, jsme přistoupili rovněž ke stejnému společnému vyhodnocení bilancí emisí vznikajících při výrobě elektřiny a dodávkového tepla. Při zpracování emisních bilancí se vycházelo z podrobných bilancí spotřeb jednotlivých druhů paliv, které vyplynuly z provedených simulací obchodu a provozu ES ČR u každé varianty rozvoje a pro každý rok sledovaného období. Roční objemy paliv, spotřebovaných pro jednotlivé výrobní jednotky, spolu s technickými parametry odloučení sledovaných druhů emisí, byly vstupními daty pro emisní bilanční výpočty. Ekologické parametry stávajících výroben elektřiny a dodávkového tepla byly odvozeny ze statistických dat jejich skutečného provozu. U nových anebo rekonstruovaných zdrojů se uvažovalo s příznivějšími parametry, a to jak na straně nižší měrné spotřeby na výrobu elektřiny a tepla, tak na straně lepší účinnosti zachycení emitujících škodlivin do ovzduší (což odpovídá požadavku uplatnit nejlepší dostupné technologie v době výstavby). Roční objemy základních emisí, které odpovídají navrženým rozvojovým variantám JA, JB, K, jsou zpracovány tabelárně (tab. 6.6.1) a graficky (obr. 6.6.1) pro každý druh emise, tj. TZL, SO2, NOx, CO, CO2 zvlášť. Z předložených výsledků vyplývá několik následujících poznatků:

únor 2009

strana 149

6

Problematika palivové základny ES ČR s dopadem na životní prostředí

Střednědobý výhled (2010 až 2015) můžeme charakterizovat značným poklesem produkce všech druhů emisí. Tento pokles ročních objemů emisí je způsoben hlavně vlivem snižujícího se exportu elektřiny, který svým objemem reaguje na indisponibilitu hnědého uhlí, ale také zlepšenými parametry odloučení nových nebo retrofitovaných zdrojů v soustavě. Tento trend poklesu emisí, ale v menší míře, pokračuje prakticky do roku 2018. V období let 2019 až 2037 je situace prakticky ustálená, jen se skokovými meziročními poklesy u všech druhů emisí, vždy při zprovoznění nového jaderného bloku (v roce 2021 u varianty JB a v roce 2026 u varianty JA). Obdobně k poklesu produkce emisí dochází v roce 2038, ale zde pro všechny tři varianty, a to opět vlivem zprovoznění jaderného bloku, kterým se v soustavě nahrazuje významný úbytek vyplývající z ukončení provozu elektráren Tušimice II a Prunéřov II jako důsledek definitivního vyuhlení lomu, zásobujícího tyto elektrárny. Závěrem můžeme říci, že z hlediska emisí je nejpříznivější varianta jaderná B s nejbližším termínem uplatnění nového jaderného bloku v ES ČR. Jako nejméně vhodná se (podle očekávání) ukázala varianta klasická. Celkově klesající trend ve vývoji emisí je pozitivní, nicméně je podmíněn přijatými vstupními předpoklady. Při změně vstupních parametrů, například při:

–

zhoršení kvality spalovaného paliva,

–

nedodržení legislativních norem (tj. emisních limitů a stropů),

–

odlišném vývoji spotřeby elektřiny v ČR od původně predikované,

–

změnách v objemech salda export-import,

–

podstatné změně ve struktuře a harmonogramu obnovy výrobní základny ES ČR,

je nutné počítat s korekcemi uvedených výsledků a případně s novou simulací obchodu a provozu ES ČR pro stanovení aktualizovaného vývoje v oblasti produkce emisí. Tab. 6.6.1

PŘEDPOKLÁDANÝ VÝVOJ EMISÍ V OBLASTI ELEKTROENERGETIKY PRO OBDOBÍ ROKU 2010 AŽ 2040

Emise TZL

Emise SO2

Emise NOx

Emise CO

Emise CO2

tisíce tun / rok

tisíce tun / rok

tisíce tun / rok

tisíce tun / rok

milióny tun / rok

Varianta Střednědobý Varianta Varianta Varianta Střednědobý Varianta Varianta Varianta Střednědobý Varianta Varianta Varianta Střednědobý Varianta Varianta Varianta Střednědobý Varianta Varianta Varianta / rok výhled JA JB K výhled JA JB K výhled JA JB K výhled JA JB K výhled JA JB K

2010 2011 2012 2013 2014 2015 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

5.3 5.4 5.3 5.0 4.8 4.9

strana 150

150.0 147.6 140.6 126.1 121.6 122.2 4.6 4.5 4.4 4.4 4.5 4.6 4.7 4.7 4.7 4.7 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 3.9 3.9 3.9

4.6 4.5 4.4 4.4 4.5 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3 4.2 4.2 4.2 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3 3.8 3.8 3.8

4.6 4.5 4.4 4.4 4.5 4.6 4.7 4.7 4.7 4.7 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 4.0 4.0 4.0

110.0 108.9 105.3 90.8 87.5 88.1 116.2 116.4 113.9 115.2 116.3 117.3 119.1 118.8 119.0 118.8 113.3 113.4 113.2 113.4 113.2 111.1 111.3 111.7 111.5 111.5 105.1 105.4 100.0 100.0 100.2

116.6 118.1 116.1 117.2 118.6 113.5 114.7 114.6 114.5 114.9 111.8 111.5 111.5 112.1 111.8 111.4 111.8 112.3 112.3 112.2 105.9 106.5 99.3 99.1 99.3

116.2 116.4 113.9 115.2 116.3 117.3 119.1 118.8 119.0 118.8 115.6 115.8 116.0 116.3 116.1 114.9 115.1 115.3 115.2 115.0 109.7 109.9 100.1 100.0 100.1

11.6 11.7 11.4 10.9 10.5 10.6 83.8 78.0 70.2 69.2 68.0 69.0 70.1 69.9 70.0 69.9 66.3 66.5 66.3 66.5 66.3 65.2 65.3 65.5 65.3 65.3 62.1 62.3 57.5 57.4 57.6

82.8 82.8 74.6 72.8 71.7 65.8 66.3 66.3 66.2 66.6 64.8 64.6 64.7 65.1 64.8 64.9 65.2 65.5 65.4 65.2 62.1 62.5 56.9 56.7 56.8

83.8 78.0 70.2 69.2 68.0 69.0 70.1 69.9 70.0 69.9 68.1 68.1 68.3 68.5 68.4 68.4 68.6 68.7 68.6 68.5 65.8 65.9 57.8 57.7 57.8

66.9 67.4 66.0 64.2 62.1 62.9 9.8 9.8 9.6 9.7 9.9 10.0 10.1 10.1 10.1 10.1 9.6 9.6 9.6 9.6 9.6 9.5 9.5 9.6 9.6 9.6 9.5 9.5 8.6 8.6 8.7

10.0 10.2 10.0 10.1 10.3 9.5 9.6 9.6 9.6 9.6 9.4 9.4 9.4 9.5 9.4 9.6 9.6 9.7 9.7 9.7 9.6 9.6 8.6 8.6 8.6

9.8 9.8 9.6 9.7 9.9 10.0 10.1 10.1 10.1 10.1 9.9 9.9 9.9 10.0 10.0 10.0 10.0 10.1 10.0 10.0 10.0 10.0 8.6 8.6 8.6

59.5 59.1 57.4 57.6 57.7 59.1 60.4 60.4 60.5 60.4 57.5 57.8 57.6 57.9 57.6 56.6 56.7 57.1 56.7 56.7 55.2 55.5 49.1 49.1 49.3

59.8 59.9 58.4 58.4 58.6 55.0 55.9 56.0 55.9 56.3 55.4 55.2 55.4 55.9 55.6 55.8 56.2 56.6 56.3 56.2 54.7 55.2 48.0 47.9 48.1

59.5 59.1 57.4 57.6 57.7 59.1 60.4 60.4 60.5 60.4 59.5 59.6 59.9 60.2 59.9 60.3 60.6 60.8 60.6 60.5 59.5 59.7 49.6 49.6 49.7

únor 2009

únor 2009

[ roky ]

Střednědobý výhled

[ kt ]

[ Mt ]

Varianta JA

Varianta JB 2038 2039 2040

2039

2040

2039

2040

2035

2038

2035

2035

2034

2038

2034

2034

2033

2037

2033

2033

2037

2032

2032

2032

2037

2031

2031

2031

2036

2030

2030

2030

2036

2029

2029

2029

2036

2028

2028

2028

40 2027

50

2027

60

2027

70 2026

CO 2

2026

80

2026

7.0 2025

8.5

2025

10.0

2025

11.5 2024

CO

2024

13.0

2024

2023

[ kt ]

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2031 2032 2033

2032 2033

2040

2039

2038

2037

2036

2035

2040

2039

2038

2037

2036

2035

2034

2030 2031

2034

2029 2030

2028

2029

2027

2028

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2026

95

2027

110 2025

125

2026

140 2024

SO 2

2025

155

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

[ kt ]

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2010

[ kt ]

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

Obr. 6.6.1

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

[ roky ]

2011

[ roky ]

2011

[ roky ]

2010

[ roky ]

2010

Problematika palivové základny ES ČR s dopadem na životní prostředí

6

PŘEDPOKLÁDANÝ VÝVOJ EMISÍ V OBLASTI ELEKTROENERGETIKY PRO OBDOBÍ LET 2010 AŽ 2040

7.0

TZL

6.0

5.0

4.0

3.0

120

NO x

105

90

75

60

45

Varianta K

strana 151

6

Problematika palivové základny ES ČR s dopadem na životní prostředí

6.6.2 Vliv obchodování s povolenkami na emise skleníkových plynů na očekávaný provoz výrobní základny ES ČR Vliv obchodování s povolenkami na provoz výrobní základny ES ČR podstatnou měrou závisí na jejich množství, alokovaném v energetickém sektoru. K ohodnocení tohoto vlivu je nezbytné provést srovnání předpokládané alokace povolenek s výsledky simulačních výpočtů. Vliv alokace EUA na očekávaný provoz výrobní základny ES ČR V období let 2010 až 2012, kdy je v platnosti rozdělování povolenek podle NAP2, můžeme situaci poměrně dobře vyhodnotit. Na elektroenergetické zdroje, které jsou zahrnuty v modelovém řešení EGÚ Brno, připadá na základě NAP2 roční objem 67.728 mil. povolenek z celkového množství. Zbytek je určen pro ostatní sektory národního hospodářství. Z výsledků simulačních výpočtů pro zmíněné období vyvozujeme, že potřebné množství povolenek pro tyto zdroje, po odečtení emisí vyprodukovaných spalováním biomasy, bude vždy dostatečné. Bilance alokovaných EUA v rámci NAP2 a její srovnání s očekávanou produkcí CO2 pro zařízení zahrnutá v simulacích obchodu a provozu ES ČR (bez biomasy) je obsažena v tabulce 6.6.2. Vzhledem k celkovému přidělenému množství povolenek CO2 se ukazuje, že v letech 2010 až 2012 by měla být potřeba energetiky z hlediska povolenek CO2 pokryta, a to i při případném mírném navýšení exportu. Vliv povolenek na chod zdrojů považujeme v rámci NAP2 za minimální, neboť s ohledem na velkoobchodní cenu elektřiny očekáváme výraznou míru ochoty výrobců vyrábět elektřinu namísto volby strategie „nevyrábět a prodávat povolenky“. Tab. 6.6.2 SROVNÁNÍ OČEKÁVANÉ PRODUKCE CO2 S NAP2 A NAP3 (střednědobé období)

Rok 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Simulace EGÚ mil. t. CO2 66.896 67.366 66.039 64.152 62.111 62.856

Alokace mil. EUA 67.728 67.728 67.728 67.728 66.549 65.371

Přebytek ES ČR [%] 1.2% 0.5% 2.5% 5.3% 6.7% 3.8%

Pro vyhodnocení období po roce 2012 vycházíme z předpokladu postupného snižování alokace povolenek pro ČR od 2013 dále (viz tabulka 6.6.2), který zohledňuje nově navržený aukční způsob přidělování povolenek. Dle těchto nových pravidel alokace povolenek předpokládáme v roce 2013 alokaci pro ČR na identické úrovni s NAP2 a při srovnání přebytku či nedostatku povolenek po roce 2013 pak vycházíme z hodnot alokace v rámci NAP2 a v souladu s pravidly energeticko-klimatického balíčku snížené o 1,74 % ročně, jak uvádí sloupec alokace v tabulce 6.6.2. Můžeme konstatovat, že v případě volby tohoto systému s uvedenými výjimkami není z výsledků simulačních výpočtů na konci střednědobého období patrný významnější dopad na chod ES ČR a alokované množství povolenek bude vždy dostatečné po pokrytí vyprodukovaného množství emisí CO2. Tohoto příznivého výsledku je dosaženo především díky omezeným možnostem vývozu elektřiny vzhledem k nedostatku hnědého uhlí především po roce 2012. Po skončení střednědobého období (po roce 2015) příznivá situace pro ČR v rámci alokovaného množství povolenek nadále trvá až do roku 2020 (období bude mírně přebytkové), z výše uvedeného důvodu, tj. nedostatku hnědého uhlí, a to shodně ve všech třech rozvojových variantách. Pokud by

strana 152

únor 2009

Problematika palivové základny ES ČR s dopadem na životní prostředí

6

však bylo v rámci EU zvoleno pro rok 2020 snížení emisí CO2 o 30%, popsaná situace by již nebyla tak příznivá a v rámci ČR bychom se pravděpodobně potýkali s nedostatkem povolenek, respektive s podstatným nárůstem jejich ceny.

6.6.3 Vliv povolenek na trh s elektřinou v ČR Při zkoumání vlivu ceny povolenek na trh s elektřinou v ČR je v první řadě nutné provést analýzu očekávané ceny povolenek v rámci NAP2 a NAP3. Tato analýza byla již provedena v kapitole 4.3.2 a vyplývají z ní následující očekávání: •

V rámci NAP2 je počáteční cena 20 €/EUA a předpokládaná koncová cena 25 – 30 €/EUA v roce 2012. Pro období 2013 až 2020 předpokládáme kontinuitu s NAP2 a očekáváme postupný vývoj ceny EUA se „startovní“ cenou povolenek na úrovni 30 €/EUA v roce 2013.

•

Cenovým stropem EUA jsou vícenáklady na záměnu paliv u elektrárenských společností. Ceny paliv tak budou patrně nejvýznamnějším faktorem při určování cen EUA.

•

Stabilizační efekt na cenu EUA by měly mít emisní kredity z mechanismů JI/CDM/GIS. Jejich maximální možná míra je teoreticky dostatečná k pokrytí celého deficitu, producenti však musí zvolit vhodnou strategii na trhu s povolenkami (viz dále).

Strategie pro firmy na trhu s povolenkami Z hlediska velkých průmyslových podniků a výrobců elektrické energie je pro období NAP2 vhodné volit strategii, která dokáže respektovat skutečnost, že výrazný přebytek povolenek je již minulostí a u mnoha zařízení lze očekávat i jejich nedostatek. Pro úspěšné zvládnutí případného deficitu je možné přijmout následující opatření: •

Provést technicko-ekonomickou analýzu možností snížení emisí CO2 ve výrobě. Vypracovat nákladovou křivku a v okamžiku, kdy cena povolenek na forwardu umožní investice, tak prodat povolenky a provést investice.

•

U subjektů zapojených do NAP, které nakládají s ročními objemy povolenek nad 100 000 kusů ročně, je vzhledem k možnosti nákupu zmíněných kreditů ERU/CER další možnou obchodní strategií i nákup těchto kreditů až do úplného vyčerpání limitu zařízení (tj. 10 % z alokovaných povolenek připadajících na dané zařízení) bez ohledu na vlastní potřeby a následný prodej případných přebytků povolenek na burze. Nicméně výhodnost tohoto nákupu je dána celkovým objemem povolenek v systému.

Analýza vlivu cen povolenek na obchod s elektřinou v rámci ročního pásma Ze simulačních výpočtů obchodu a provozu vyplývá, že v rámci období NAP2 budou v převážné většině subjekty v ČR ještě disponovat potřebným počtem povolenek. Vzhledem k očekávanému stabilizačnímu efektu kreditů ERU/CER na ceny na trhu s povolenkami EUA a k očekávanému vývoji velkoobchodních cen elektřiny předpokládáme ochotu výrobců vyrábět a prodávat elektřinu namísto opačného trendu, tj. omezení výroby a prodej povolenek. Neočekáváme tedy v tomto období výrazný vliv povolenek na trh s elektřinou, neboť popsaná situace v podstatě odpovídá situaci z roku 2005 či 2008, kdy povolenky sice měly svou hodnotu, přesto však přetrvávala ochota výrobců vyrábět elektrickou energii. V následující tabulce 6.6.3 jsou srovnány výsledky vlivu ceny povolenky v letech 2013 až 2015, vzešlé ze simulačních výpočtů obchodu a provozu provedených v EGÚ Brno, s úrovní, která by odpovídala navýšení ceny ročního pásma podle emisních faktorů (podílu fosilních zdrojů) jednotlivých soustav. Za předpokladu uvažovaného scénáře přidělování povolenek v NAP3 vyplývá z výsledků simulačních výpočtů (pro roky 2013 až 2015) v rámci středoevropského prostoru, že náklady nutné

únor 2009

strana 153

6

Problematika palivové základny ES ČR s dopadem na životní prostředí

na pořízení povolenek výrobci přenesou v plné míře na koncové spotřebitele. Výjimkou je zde pouze Polsko, kde z důvodů konkurenčního tlaku ponesou část nákladů na povolenky sami výrobci. Z analýz výpočtů rovněž vyplývá, že vliv balíčku je na země regionu přibližně rovnoměrný, v Maďarsku poněkud nižší a v ČR poněkud vyšší než jinde v regionu. Očekávaný nárůst ceny elektřiny v ES ČR vlivem aukcí povolenek je ke konci střednědobého období přibližně 7 až 8 €/MWh. Tab. 6.6.3 VLIV CENY POVOLENKY NA VELKOOBCHODNÍ CENU ROČNÍHO PÁSMA Soustava

CZ SK PL AT HU DE

strana 154

Navýšení ceny dle simulací EGÚ 2013 2014 2015 €/MWh €/MWh €/MWh 7 7 8 2 4 9 3 5 6 2 3 7 2 3 2 4 4 5

Navýšení nákladů dle podílu fos. paliv 2013 2014 2015 €/MWh €/MWh €/MWh 5 7 8 2 2 3 7 10 12 2 3 3 4 6 7

únor 2009

7

Provoz a rozvoj elektrických sítí

7

PROVOZ A ROZVOJ ELEKTRICKÝCH SÍTÍ

7.1

VÝVOJ ZATÍŽENÍ V SÍTÍCH ES ČR

Analýzy očekávaného stavu elektrických sítí v perspektivě založené na detailní simulaci budoucího provozu sítí byly zaměřeny na tři časové horizonty: blízký – rok 2010, střednědobý – rok 2015 a vzdálený – rok 2025. K těmto časovým horizontům bylo též směřováno odvození zatížení, jeho decentralizace do uzlů sítě a výpočty očekávaného chodu sítí přenosové soustavy a sítí 110 kV v charakteristických provozních stavech – především v maximu zatížení ES ČR. Pro odvození předpokládaného rozvoje zatížení a jeho decentralizaci se zohledňovaly jednak celosystémové trendy, především odhad růstu celkové spotřeby, jednak se respektoval konkrétní nárůst zatížení v jednotlivých regionech a také požadavky odběrů u konkrétních velkých odběratelů současných i budoucích. Na vývoj zatížení v elektrických sítích v budoucím období má vliv celá řada činitelů, kteří se rozdílným vlivem uplatňují v jednotlivých regionech:

–

rozvoj vybraných průmyslových odvětví v konkrétních regionech (automobilový průmysl, plasty, hutě, logistika),

–

příliv zahraničních investic do budovaných průmyslových zón a hospodářských a technologických parků,

–

růst spotřeby sektoru služeb, a to především v obchodních centrech větších měst a aglomeracích,

–

stagnace odběru některých podniků, případně útlum produkce v souvislosti s národohospodářským vývojem.

Tyto vlivy spolu s informacemi o vývoji odběrů u některých konkrétních významných odběratelů v jednotlivých regionech byly výchozími podklady pro stanovení rozvoje zatížení a decentralizaci výkonových bilancí. Podle odsouhlaseného scénáře rozvoje spotřeby bylo odvozeno očekávané maximum zatížení ES ČR v jednotlivých letech 2010 až 2025. V roce 2010 se očekává hodnota maximálního zatížení ES ČR 10 678 MW (netto včetně ztrát v síti). V roce 2015 by měla tato hodnota činit 11 220 MW a v roce 2025 12 010 MW. Od hodnoty očekávaného maximálního zatížení ES ČR v zimním maximu byly odečteny předpokládané ztráty v PS a sítích 110 kV ve výši 200 MW v roce 2010, 210 MW v roce 2015 a 225 MW v roce 2025. Odpovídající hodnoty zatížení netto bez ztrát v PS a 110 kV jsou pak 10 601 MW v roce 2010, 11 125 MW v roce 2015 a 11 900 MW v roce 2025. Výsledné netto zatížení bez ztrát bylo jedním ze základních vstupních údajů pro decentralizaci zatížení do jednotlivých uzlů 110 kV. Vlastní decentralizace respektovala tyto vlivy:

–

Výsledky celostátních zimních měření v sítích 110 kV u jednotlivých provozovatelů distribučních sítí za poslední 3 až 4 roky, tj. zatížení jednotlivých stanic 110 kV v době zimního měření.

–

Očekávané nové odběry, které jsou významné a obvykle spojené s konkrétními velkými investicemi v jednotlivých regionech, rozvojových lokalitách a průmyslových zónách.

–

Oznámené změny v zatížení stanic 110 kV, tj. přesuny zatížení, výstavba či rušení stanic.

Významnou složkou rozvoje zatížení jsou nové odběry, zejména ty, které jsou spojené s investiční výstavbou. Protože jsou údaje o požadované spotřebě v nových odběrech, zvláště pak

únor 2009

strana 155

7

Provoz a rozvoj elektrických sítí

v nových průmyslových zónách často nadsazené, byly hodnoty oznámené jednotlivými provozovateli DS pro účely výpočtů redukovány. Redukce byla provedena pro každý případ zvlášť při respektování předpokládané pravděpodobnosti realizace. Největší nárůst se očekává v nejbližším časovém horizontu, do roku 2010. Při decentralizaci byly respektovány investiční záměry jednotlivých distribučních společností na výstavbu nových rozvoden 110 kV a přesunutí příslušných odběrů (v daných časových horizontech) z okolních stanic do nové rozvodny. Obr. 7.1.1 OČEKÁVANÝ PRŮBĚH CELKOVÉHO ZATÍŽENÍ ES ČR V LETECH 2010 - 2025 14000

2000

[MW]

Zatížení ES ČR

11 220 MW

12000

12 010 MW

10 867 MW

1800 1600

Δ 350 MW

10000

Δ 1143 MW

1400 1200

8000

Předpokládané hodnoty zatížení v soustavovém maximu

Změřené hodnoty

6000

1000 800 600

4000 Nové odběry

400

2000

200

0 2025

2023

2021

2019

2017

2015

2013

2011

2009

2007

2005

2003

2001

0 rok

Obr. 7.1.2 DOSAŽENÉ A PŘEDPOKLÁDANÉ HODNOTY ODBĚRŮ V MAXIMU ZATÍŽENÍ ES ČR (zatížení netto, včetně účelové spotřeby, bez ztrát v DS) 2500 MW

ČEZ D-M

[MW] 2000 MW

E.ON D-v ČEZ D-s ČEZ D-st

1500 MW

ČEZ D-v PREdi 1000 MW

ČEZ D-z E.ON D-z

500 MW

Hodnoty dosažené v zimních měřeních

Predikované hodnoty rok

0 MW

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

strana 156

únor 2009

7

Provoz a rozvoj elektrických sítí

Očekávaný průběh celkového zatížení ES ČR v letech 2010 až 2025 je znázorněn na obr. 7.1.1. Modrou křivkou je v obrázku znázorněn očekávaný růst odběrů u nových velkých odběratelů zásobovaných ze sítí 110 kV, popřípadě z vn, vycházející z již redukovaných oznámených údajů o očekávané spotřebě. Vývoj spotřeb v oblastech působnosti jednotlivých distribučních společností během maxima zatížení celé ES v období 2010 až 2015 pro referenční scénář spotřeby je znázorněn na obr. 7.1.2 „Dosažené a předpokládané hodnoty odběrů v maximu zatížení ES ČR“. Vývoj spotřeby a podíl oznámených nových významných individuálních odběrů v letech 2010 až 2025 v oblastech působnosti distribučních společností E.ON Distribuce, a. s., a ČEZ Distribuce, a. s., je znázorněn na následujících obrázcích.

Celkové zatížení [MW]

Obr. 7.1.3 OČEKÁVANÝ VÝVOJ ZATÍŽENÍ V E.ON DISTRIBUCE celkové zatížení a nové odběry 3000

Nové odběry [MW]

250

2500

200

2000 E.ON západ

150

1500 E.ON východ

100

E.ON západ

1000 50

E.ON východ

500

[rok]

0 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Obr. 7.1.4 OČEKÁVANÝ VÝVOJ ZATÍŽENÍ V ČEZ DISTRIBUCE celkové zatížení a nové odběry 9000 Celkové zatížení [MW]

Nové odběry [MW]

1500

8000

1300

7000 6000 5000 4000

1100 ČEZ D střed ČEZ D západ

ČEZ D střed

ČEZ D sever

ČEZ D západ ČEZ D sever

3000 2000

900 700 500

ČEZ D východ ČEZ D východ

ČEZ D Morava

300 100

1000 ČEZ D Morava

[rok]

-100 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

únor 2009

strana 157

7

Provoz a rozvoj elektrických sítí

7.2

ROZVOJ PŘENOSOVÉ SÍTĚ A SÍTÍ 110 KV V PERSPEKTIVĚ

7.2.1

Východiska rozvoje sítí

Z hlediska budoucího vývoje ve střednědobé a dlouhodobé perspektivě byl posuzován rozvoj elektrických sítí na úrovni přenosové soustavy 400 a 220 kV a distribučních sítí 110 kV. Vzhledem ke značným nejistotám spojeným s predikcí potřebných vstupů pro vzdálenější časové horizonty je detailně výpočetně simulováno a analyzováno jen bližší časové období zahrnující roky 2010 až 2015. Ve vzdálenějším časovém období (po roce 2015) je dlouhodobý rozvoj posuzován z hlediska očekávaných trendů a celkové koncepce budoucích záměrů především na úrovni rozvoje přenosové sítě. Rozvoj sítí v dlouhodobé perspektivě ovlivňuje řada faktorů, z nichž některé lze obtížně předvídat. Jsou to vlivy technického, ekonomického, ekologického a sociálního charakteru. Na vývoj sítí mají vliv i organizační změny v oblasti elektroenergetiky, především otevření trhu s elektřinou v celoevropském rozsahu, posílení konkurenčního prostředí a také uplatňování obchodních zájmů do provozu sítí. Na perspektivní rozvoj sítí působí řada činitelů, které ovlivňují jak dlouhodobou koncepci rozvoje, tak střednědobou přípravu konkrétních souborů investičních akcí v elektrických sítích: •

Koncepční rozvoj topologie sítí je všemi provozovateli distribučních a přenosové sítě trvale dlouhodobě připravován a sledován tak, aby byly splněny požadavky spolehlivosti provozu a zásobování odběratelů. Z důvodů značné finanční náročnosti a územně ekologických omezení je koncepční rozvoj sítí často časově odsouván.

•

Přirozený růst zatížení a spotřeby vyvolává požadavky na posilování sítí na všech napěťových úrovních. Velkou nejistotou je zatížen rozvoj sítí vyplývající z požadavků na zásobování nových odběrů, především průmyslových zón a obchodně administrativních center. Jejich požadavky na velikosti budoucích odběrů jsou v mnohých případech nadhodnocené a neodpovídají skutečnému odběru po zprovoznění plánované investice. V některých případech však dochází k souběhu více požadavků na nové odběry v blízkých lokalitách a ve stejných časových horizontech, což může vést ke kumulaci značných nároků na rozvoj sítí a další energetické infrastruktury včetně posilování transformační vazby PS/110 kV. Tato situace v posledním období nastala v oblasti severní Moravy.

•

Změny stávajícího výrobního parku dané především nutností obnovy dožívajících klasických tepelných elektráren - požadavky retrofitů a výstavba nových klasických zdrojů vedou k nutnosti posilování a výstavby nových přenosových vedení pro zajištění vyvedení výkonu z nových nebo obnovovaných výrobních bloků.

•

Rozvoj obnovitelných zdrojů – především větrných elektráren a také fotovoltaických elektráren, které jsou umísťovány v méně industrializovaných oblastech s řídkou hustotou sítí a jejich nižší přenosovou schopností – vyvolává požadavky na připojení do sítí vn a 110 kV i do přenosové soustavy. Vzhledem k obvykle značné kumulaci většího počtu požadavků na připojení nových obnovitelných zdrojů v jednom regionu musí být připojení ze strany provozovatelů sítí pečlivě analyzováno, aby po zprovoznění těchto zdrojů nedošlo k překročení přenosových schopnosti sítí nebo ke zhoršení provozních podmínek sítí. V mnoha regionech již nyní požadavky investorů na připojení nových obnovitelných zdrojů převyšují možnosti sítí.

•

Požadavky na mezistátní výměny vedou k nutnosti posilování mezistátního propojení i v budoucnosti. Mezistátní propojení přenosové sítě musí splňovat stanovená spolehlivostní kritéria tak, aby přenosy dohodnutých výkonů na přeshraničních profilech byly zabezpečeny.

strana 158

únor 2009

7

Provoz a rozvoj elektrických sítí

Pro zvýšení přenosových kapacit se připravuje posilování stávajících mezistátních profilů propojujících přenosovou soustavu ES ČR se zahraničím. •

Územní a ekologická omezení pro výstavbu nových liniových staveb jsou výrazným omezujícím činitelem v rozvoji sítí. Tyto okolnosti v některých případech značně prodlužují dobu předprojekční přípravy. Dochází i k zastavení či výrazným změnám ve výstavbě již připravených projektů.

7.2.2

Připravované změny v sítích

Očekávaný rozvoj elektrických sítí vychází z potřeb posilování a úprav současné konfigurace přenosové sítě a sítí 110 kV tak, aby i v budoucím období sítě plnily svou přenosovou a distribuční funkci a byly schopny spolehlivě zajistit přenos elektrické energie od výrobních zdrojů k odběratelům. Rozvoj sítí v řešeném období perspektivy lze rozdělit na dva časové intervaly:

– – •

střednědobý rozvoj dlouhodobý rozvoj

Střednědobý rozvoj - období výhledu na cca 5 až 7 let

V tomto časovém pásmu je většina hlavních investičních akcí již naplánována a připravuje se jejich realizace. Opodstatněnost těchto akcí je dána konkrétní potřebou provozovatelů sítí zajistit požadované dodávky elektřiny odběratelům a vyvést výkon ze zdrojů v příslušném regionu. Stavby jsou projektově rozpracovány a konkrétně připravovány. Ve stadiu realizace však dochází v některých případech k posouvání termínů uvedení konkrétních investic do provozu. Ve střednědobém výhledu je řešena i simulační výpočetní analýza provozu sítí, a to k časovému horizontu roku 2010 a 2015 s respektováním všech připravovaných nových rozvojových prvků. •

Dlouhodobý rozvoj - období výhledu od cca 7 do 15 let

V tomto časovém pásmu se jedná většinou již jen o koncepční záměry rozvoje sítí, které tvoří alternativy z více možností bez konkrétnějšího časového upřesnění. Z hlediska rozvoje sítí se toto časové období týká především rozvoje přenosové soustavy. Rozvoj ve vzdálenějších časových horizontech bude ještě poměrně značně upřesňován a bude záviset na celkových potřebách ES i na vývoji konkrétních podmínek provozu soustavy - na výrobní základně, přenosových sítích a sítích 110 kV. Rozvoj přenosových sítí v perspektivě Okolnosti ovlivňující rozvoj přenosové sítě:

–

Značné zapojení přenosové sítě ES ČR do mezistátního propojení a výměn elektrické energie.

–

Zabezpečení vyvedení výkonu z nových a obnovovaných zdrojů do PS.

–

Velké územní a ekologické problémy při výstavbě nových vedení. Problémy s uvolněním nových koridorů pro potřeby výstavby vedení. Výstavba kombinovaných vedení různých napěťových hladin na společných stožárech ve stávajících koridorech.

–

Koncepční řešení budoucího provozu systému 220 kV a jeho vazby na síť 400 kV.

únor 2009

strana 159

7

Provoz a rozvoj elektrických sítí

Charakteristika rozvoje přenosové sítě v dlouhodobé perspektivě:

–

Další posilování transformační vazby 400/110 kV preferuje přímé zásobování z hladiny 400 kV.

–

Při posilování transformační vazby 400/110 kV se klade větší důraz na koordinaci s provozem a rozvojem sítí 110 kV a uzlových oblastí 110 kV v daném regionu s cílem ekonomicky efektivního řešení pro zabezpečení napájení lokalit s velkou koncentrací spotřeby.

–

Výstavba nových vedení 400 kV směřuje k doplnění a posílení systému 400 kV tak, aby konfigurace sítě byla koncepčně uzavřená a zajišťovala vyšší spolehlivost provozu PS.

–

Narůstají požadavky na obnovu zařízení přenosové sítě, která budou na konci své životnosti a bude je nutné postupně nahrazovat novými zařízeními.

–

Výrazným prvkem ovlivňujícím koncepci rozvoje a posilování PS v perspektivě bude respektování velkých požadavků na mezistátní výměny.

–

Očekávají se vyšší požadavky na tranzitní funkci přenosové sítě ES ČR především ve směru východ - západ a jihovýchod - západ v souvislosti s připravovaným záměrem propojení dvou velkých uskupení elektrizačních soustav: UCTE a IPS.

–

Objem a nové převažující směry mezistátních výměn vyvolají požadavky na posílení či výstavbu dalších mezistátních vedení pro posílení přenosové schopnosti nejvíce exponovaných profilů, a to hlavně v oblasti dnes značně zatěžovaných mezistátních vedení.

–

V případě výstavby nových rozvoden v PS bude tato výstavba směřovat do aglomerací s velkými požadavky na odběr elektřiny a očekávaným nárůstem spotřeby.

–

Systém 220 kV bude udržován na současné úrovni a bude plnit záložní a spolehlivostní funkce. 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.

–

U nově budovaných velkých elektráren s požadavky na připojení do PS se preferuje vyvedení výkonu do napěťové hladiny 400 kV. V oblastech vyvedení nových velkých zdrojů musí docházet k přizpůsobení stavu sítí - jak přenosových, tak sítí distribučních 110 kV.

–

Přechod na vyšší napěťovou hladinu než 400 kV v ES ČR do roku 2040 není technicky a systémově opodstatněný, a proto se nepředpokládá.

–

Přijetí varianty rozvoje zdrojů založené na posilování jaderných zdrojů vynutí v souvislosti s rozšířením jaderných elektráren a zvýšením jejich výkonů velké změny v přenosové síti.

Z hlediska aktuálních informací lze k rozvoji PS do roku 2015 konkrétně uvést: Velmi významným ukazatelem vývoje v sítích je rozvoj transformační vazby mezi přenosovou sítí a sítěmi 110 kV. Změny v transformační vazbě 400/110 kV a 220/110 kV výrazně ovlivňují provoz PS, způsob zapojení a provoz v příslušných uzlových oblastech 110 kV. V přenosové síti směřuje značná část investic právě do obnovy a posílení transformační vazby PS/110 kV. Trvale se posiluje transformační vazba 400/110 kV ve stávajících rozvodnách PS/110 kV:

–

Do roku 2015 dojde ke zvýšení instalovaného transformačního výkonu o 4 620 MVA ze současných 16 330 MVA na 20 950 MVA v transformátorech PS/110 kV. Přednostně se instalují transformátory o jednotkovém výkonu 350 MVA.

strana 160

únor 2009

Provoz a rozvoj elektrických sítí

–

7

Transformace 220/110 kV se dále nerozvíjí, v některých stanicích dochází k jejímu útlumu, v ostatních stanicích 220 kV pouze k prosté obnově stávajících zařízení pro zajištění požadované funkce sítě 220 kV i v budoucím období.

Připravuje se také výstavba nových rozvoden v PS:

–

Nová rozvodna 400 kV včetně transformace 400/110 kV se připravuje v Chotějovicích v souvislosti s připojením nových elektrárenských bloků do sítě 400 kV (nový blok 660 MW v elektrárně Ledvice).

–

Jako důsledek velkého nárůstu nových odběrů na Ostravsku se připravuje výstavba nové transformovny 400/110 kV Kletné na severní Moravě a také přímá transformace 400/110 kV v rozvodně 400 kV Prosenice.

–

Nový uzel 400 kV Vernéřov bude sloužit nejprve pro vyvedení větrného parku Chomutov do PS a později bude tato stanice vybavena též transformací 400/110 kV pro napájení distribučních sítí 110 kV v této oblasti.

Výstavba přenosových vedení 400 kV je velmi omezena především z územních a ekologických důvodů. Přesto je nutné přenosovou síť dále rozvíjet především s ohledem na potřeby vyvedení nových zdrojů a obnovovaných velkých klasických elektráren v oblasti severozápadních Čech. V této oblasti dochází k největším požadavkům na posílení sítí 400 kV. Další požadavky směřují k výstavbě vedení pro zvýšení spolehlivosti provozu PS a pro posílení mezistátního propojení. Pro posílení přenosových kapacit se předpokládá přednostní využívání stávajících tras vedení 400 a 220 kV a zdvojování linek 400 kV ve stávajících koridorech. V perspektivě se předpokládá výstavba a posílení vedení 400 kV v těchto trasách:

–

Pro vyvedení zdrojů v severozápadních Čechách se připravuje výstavba vedení 400 kV v trase Chotějovice - Výškov a zdvojení vedení 400 kV Výškov - Čechy střed (případně výstavba vedení 400 kV v nové trase Výškov - Řeporyje).

–

Do konce roku 2012 bude vybudováno a uvedeno do provozu nové vedení 400 kV Krasíkov Horní Životice. Tímto vedením se uzavře smyčka 400 kV na severní Moravě a odstraní se radiální napájení rozvodny 400 kV Horní Životice.

–

Rekonstrukce a úprava vedení 400 kV Hradec - Vernéřov pro připojení nové stanice 400 kV v lokalitě Vernéřov a pro vyvedení větrného parku Chomutov a posléze vybudování transformace 400/110 kV pro napájení distribuce.

Významné investice v PS připravované do roku 2015 jsou vyznačeny na následujícím schématu PS ČEPS, a. s.

únor 2009

strana 161

7

Provoz a rozvoj elektrických sítí

PŘIPRAVOVANÝ ROZVOJ PŘENOSOVÉ SÍTĚ ČEPS DO ROKU 2015 VE-T Nová TR 400 kV Chotějovice

Posilování sítě 400 kV Výškov - Chotějovice Výškov - Čechy střed

Nové stanice 400 kV Výstavba vedení v PS

Nová TR Vernéřov pro připojení VTE

Uzavření smyčky 400 kV Krasíkov - H. Životice

PSE

ČEPS Nová TR 400 kV Kletné

E.ON

400 kV 220 kV

SEPS APG

Z hlediska aktuálních informací lze k dlouhodobému rozvoji PS po roce 2015 konkrétně uvést: Ve vzdálenější perspektivě - po roce 2015 - se v přenosové síti předpokládá další posilování transformační vazby 400/110 kV, a to v lokalitách, které budou růstem svého zatížení a požadovanou mírou zajištění spolehlivosti toto posílení vyžadovat. Bude se jednat zejména o rozšíření stávajících transformoven 400/110 kV o další, většinou třetí transformátorovou jednotku, o výkonu pravděpodobně 350 MVA, případně o výměnu stávajících transformátorů 250 MVA za větší jednotky 350 MVA. Do roku 2025 se transformační výkon PS/110 kV má zvýšit na 23 750 MVA (nárůst o 7 420 MVA, tj. o 45 % vůči současnému stavu). Připravuje se výstavba nových rozvoden 400 kV s transformací 400/110 kV: Po roce 2015 se připravuje výstavba rozvodny 400 kV ve Vítkově, která bude sloužit jak pro zásobování UO 110 kV, tak pro vyvedení výkonu nových větrných parků připojených na úrovni 110 kV v této oblasti. Rozvodna 400 kV Vítkov bude též východiskem pro budoucí realizaci záměru nového mezistátního propojení na úrovni 400 kV do Německa. Připravuje se nová transformační stanice 400/110 kV Praha sever pro zajištění stále rostoucího odběru v aglomeraci hlavního města Prahy. Mezi záměry pro budoucí uvažovanou rozvodnu 400 kV patří i lokalita Rohatec na jižní Moravě. Připravovaná rozvodna 400 kV Rohatec by měla být připojena k PS smyčkou na přeshraniční vedení Sokolnice – Križovany. V dalším záměru je propojení 400 kV Otrokovice – Rohatec. V přenosové síti se též perspektivně předpokládají další investiční akce zaměřené na aktuální potřebu napájení velkých odběrů s požadavky odebíraného výkonu přesahujícími možnosti sítí 110 kV (např. v oblasti Ostravska).

strana 162

únor 2009

7

Provoz a rozvoj elektrických sítí

V roce 2017 se předpokládá zdvojení stávajícího vedení 400 kV Prosenice – Nošovice (Kletné). Výstavbou druhé linky 400 kV z Prosenic, která může být zapojena do nové rozvodny Kletné nebo Nošovice, se výrazně posílí přenosová schopnost v profilu sever - jih na Moravě. Bude pokračovat výstavba vedení 400 kV Hradec - Vernéřov - Vítkov pro připojení nových stanic 400 kV a pro vybudování nového mezistátního propojení 400 kV Vítkov - Mechlenreuth (Německo). Rovněž se sledují a zpracovávají možné alternativy zapojení připravovaných nových zdrojů do sítě a s tím spojená potřeba budoucího posilování přenosové soustavy. Tyto potřeby vyplynou z aktuálního scénáře obnovy a výstavby nových zdrojů ČEZ, a. s., a dalších nezávislých výrobců. Pro vyvedení zdrojů v severozápadních Čechách se připravuje výstavba a zdvojení vedení 400 kV v trase Chotějovice - Výškov - Babylon - Bezděčín. V případě realizace výstavby dalších jaderných bloků v JE Temelín se předpokládá výstavba nového dvojitého vedení 400 kV Kočín - Mírovka (v souvislosti s realizací 3. bloku ETE) a v případě výstavby 4. bloku by do rozvodny Mírovka bylo zasmyčkováno vedení 400 kV Řeporyje - Prosenice. Dále se v této souvislosti připravuje posílení sítě 400 kV zdvojením linek Kočín – Přeštice, Kočín – Dasný a Mírovka – Čebín a v perspektivě též propojení 400 kV Přeštice – Vítkov. Tyto investiční akce se předpokládají až po roce 2020, a to v případě přijetí alternativy výstavby dalších 2 jaderných bloků v lokalitě JE Temelín a v závislosti na jejich instalovaném výkonu.

ZÁMĚRY NA ROZVOJ PŘENOSOVÉ SÍTĚ ČEPS PO ROCE 2015 Záměr na vedení 400 kV Hradec - Vítkov Mechlenreuth (DE)

Posilování sítě 400 kV Chotějovice - Výškov - Babylon Babylon - Bezděčín

Nové stanice 400 kV záměry na další vedení PS

VE-T

Pozn. Bez záměrů na posilování tr. vazby PS/110 kV

Nová TR 400 kV Praha sever

ČEPS

Nová TR 400 kV Vítkov

Záměr na smyčku 400 kV do RZ Mírovka

Záměr na vedení 400 kV Kočín - Mírovka

E.ON

PSE

Nové vedení 400 kV Kletné - Prosenice

Nové vedení 400 kV Přeštice - Vítkov

Záměr na vedení 400 kV Otrokovice-P.Bystrica (SK) Zdvojení vedení 400 kV Mírovka - Čebín

400 kV 220 kV

Nová TR 400 kV Lískovec

Záměr na vedení 400 kV Otrokovice-Rohatec Záměr na novou TR 400 kV Rohatec

Zdvojení vedení 400 kV Kočín - Dasný Kočín - Přeštice

APG

SEPS

Kromě toho však lze očekávat potřebu rozšíření sítě 400 kV v souvislosti s výstavbou a připojením dalších nových zdrojů. Jedná se jak o obnovu dožívajících klasických elektráren, tak o výstavbu nových zdrojů nejen klasických, ale i obnovitelných (např. velkých parků větrných elektráren). V návaznosti na očekávané objemy a směry mezistátních výměn budou požadavky na posílení či výstavbu dalších mezistátních vedení směřovat do posílení přenosové schopnosti nejvíce exponovaných profilů. Tyto záměry, které nejsou časově upřesněny, směřují k posílení propojení

únor 2009

strana 163

7

Provoz a rozvoj elektrických sítí

na Německo s plánovanou výstavbou nového propojení 400 kV Vítkov - Mechlenreuth a také další propojení na východ směrem na Slovensko vedením 400 kV Otrokovice - Povážská Bystrica. Tyto záměry však závisí na dalším vývoji mezistátních výměn a také na aktivitách v souvislosti s realizací připravovaného propojení soustav UCTE a IPS. Vybrané záměry na další nové investice v PS očekávané po roce 2015 jsou vyznačeny na schématu přenosové sítě ČEPS, a. s., uvedeném na předchozí straně. Posilování přenosové sítě respektuje variantu rozšíření JE Temelín o 3. a 4. blok. Rozvoj transformační vazby PS/110 kV není v obrázku vyznačen - bude v perspektivě operativně přizpůsoben aktuálním požadavkům zásobování sítí 110 kV z PS. Celkový očekávaný rozvoj sítí PS a 110 kV je též schématicky vyjádřen v dolní části tab. 7.2.1 „Hlavní požadavky na elektrické sítě v dlouhodobém rozvoji“. V tabulce jsou vyznačeny skupiny síťových prvků, jejichž rozvoj, případně útlum, se v dlouhodobém výhledu předpokládá. Porovnání vývoje zatížení a rozvoje transformačního výkonu a dalších síťových prvků Na základě podkladů o předpokládaném rozvoji spotřeby a zatížení a na základě informací o připravovaných investičních akcích v sítích bylo provedeno porovnání a vyhodnocení trendů růstu zatížení a transformačního výkonu PS/110 kV a také celkové hodnocení rozvoje investic v PS a v sítích 110 kV. Celkové zatížení ES ČR v zimním maximu se očekává, že poroste následujícím tempem (referenční scénář spotřeby): 10 372 MW (ZM2008) - 10 687 MW (ZM2010) - 11 219 MW (ZM2015) - 12 010 MW (ZM2025) •

průměrný meziroční přírůstek špičky zatížení je v tomto období 0,76 %.

Rozvoj transformačního výkonu PS/110 kV se očekává následující: 16 330 MVA (rok 2008) - 16 830 MVA (2010) - 20 580 MVA (2015) - 23 750 MVA (2025) •

průměrný meziroční přírůstek transformačního výkonu PS/110 kV je 1,74 % celkového instalovaného výkonu transformátorů PS/110 kV.

Z porovnání vývoje obou ukazatelů vyplývá odpovídající trend růstu transformačního výkonu PS/110 kV, který je vyšší než očekávaný růst zatížení (1,74 % ku 0,76 %) - transformační výkon musí být schopen přenášet nejen činné zatížení, ale také jalový výkon (Q), a jeho rozvoj musí předbíhat růstu zatížení. Rozvoj transformačního výkonu bude realizován instalací nových transformátorů PS/110 kV a také výměnou dožívajících stávajících jednotek za nové transformátory s větším instalovaným výkonem. V PS se do roku 2015 připravuje výstavba nových vedení 400 kV o celkové délce cca 210 km. To představuje nárůst cca 4,8 % stávající délky současných vedení PS (400 a 220 kV), která činí 4 350 km. Do roku 2020 by mělo přibýt dalších 282 km nových vedení 400 kV. V dalším období bude výstavba nových vedení záviset ve velké míře na přijaté variantě rozvoje nových velkých zdrojů a potřebě zajištění vyvedení jejich výkonu do PS. V tab. 7.2.2 “Vývoj zdrojů a transformačního výkonu v sítích 220 kV a 400 kV v dlouhodobém rozvoji“ je uveden očekávaný vývoj velikosti instalovaného výkonu zdrojů zapojených do sítí 220 kV a do 400 kV a instalovaný transformační výkon 400/220 kV, 220/110 kV a 400/110 kV v dlouhodobém výhledu.

strana 164

únor 2009

7

Provoz a rozvoj elektrických sítí

Tab. 7.2.1 HLAVNÍ POŽADAVKY NA ELEKTRICKÉ SÍTĚ V DLOUHODOBÉM ROZVOJI

Požadavky na sítě z ES

Hlavní ukazatele rozvoje sítí PS a 110 kV

2010

2015

2020

2025

Roční spotřeba (netto+ztráty v sítích)

61713 GWh

69327 GWh

74333 GWh

78293 GWh

81262 GWh

Zatížení v zimním maximu (netto+ztráty)

10160 MW

10687 MW

11219 MW

11663 MW

12010 MW

Výkon přenášený z PS do sítí 110 kV

5361 MW

6195 MW

7250 MW

(7300 MW)

7320 MW

Výkon odebíraný ze sítí 110 kV (konzum)

9002 MW

8957 MW

9620 MW

(9800 MW)

(10100 MW)

1236/110 MW

1348/96 MW

861/106 MW

0/105 MW

0 / 105 MW

0 / 192 MW

0 / 79 MW

0 / 0 MW

0 / 0 MW

0 / 0 MW

1883 MW

1504 MW

1291 MW

(1600 MW)

2189 MW

Export z PS/ze sítí 110 kV (stav zimní max) Import do PS/do sítí 110 kV (stav zimní max) Tranzit přes PS

Rozvoj sítí a zdrojů

2006 simulace provozu

Nová vedení v PS

-

Nové rozvodny v PS

-

Nové rozvodny ve 110 kV Nové klasické zdroje v PS

-

-

Nové klasické zdroje ve 110 kV

-

Obnovitelné zdroje do PS (VTE)

-

Obnovitelné zdroje do 110 kV (VTE)

-

Útlum zdrojů v PS

-

-

Útlum zdrojů ve 110 kV

-

-

-

-

požadavek na zabezpečení dané okolnosti provozu ES z hlediska rozvoje sítí

-

bez dopadu na provoz a rozvoj sítí

Tab. 7.2.2 VÝVOJ ZDROJŮ A TRANSFORMAČNÍHO VÝKONU V SÍTÍCH 220 kV A 400 kV V DLOUHODOBÉM ROZVOJI

Zdroje

Instalovaný výkon zdrojů a transformace v sítích 220 kV a 400 kV

2010

2015

2020

2025

Instalovaný výkon zdrojů* zapojených do sítí 220 kV

834 MW

846 MW

846 MW

846 MW

846 MW

Instalovaný výkon zdrojů* zapojených do sítí 400 kV

9246 MW

9344 MW

10174 MW

9304 MW

9304 MW

-

182 MW

382 MW

430 MW

Obnovitelné zdroje - VTE - zapojené do PS (odhad)

Transformace

2006

-

Instalovaný transformační výkon 400/220 kV

2000 MVA

2000 MVA

2000 MVA

2000 MVA

2000 MVA

Instalovaný transformační výkon 220/110 kV

4000 MVA

4200 MVA

4200 MVA

4000 MVA

4000 MVA

Instalovaný transformační výkon 400/110 kV

11640 MVA

12630 MVA

16380 MVA

23050 MVA

23750 MVA

Instalovaný transf.výkon PS/110 kV celkem

15640 MVA

16830 MVA

20580 MVA

27050 MVA

27750 MVA

* - instal.výkon zdrojů nezahrnuje instal.výkon OZE - parků větrných elektráren plánovaných s připojením do PS

únor 2009

strana 165

7

Provoz a rozvoj elektrických sítí

Rozvoj distribučních sítí 110 kV Rozvoj sítí 110 kV je obecně připravován v kratším časovém horizontu, než je celkový rámec studie dlouhodobého rozvoje. Sítě 110 kV se koncepčně rozvíjejí na základě rozvojových záměrů jednotlivých distribučních společností. Rozvoj je kontinuálně zpracováván a upravován podle aktuálních potřeb regionů a ekonomických možností. Značný vliv na rozvoj distribučních sítí mají změny v transformační vazbě PS/110 kV, které ovlivňují jak provozní zapojení, tak rozvoj sítí 110 kV v příslušných uzlových oblastech. Rozvoj sítí 110 kV je všeobecně zaměřen především na posilování a rekonstrukce stávajících linek 110 kV. Nové rozvodny s všeužitečným odběrem jsou v rozvojových záměrech plánovány v souladu s očekávaným trendem růstu zatížení v příslušném regionu. V sítích 110 kV se do roku 2015 připravuje výstavba cca 80 nových stanic 110 kV, z čehož 59 rozvoden 110 kV/vn je určeno pro zásobování distribuce a průmyslových zón, 3 trakční rozvodny budou sloužit pro napájení trakce ČD a 18 stanic plánují investoři větrných a fotovoltaických elektráren pro vyvedení výkonu z větších větrných a fotovoltaických parků přímo do sítí 110 kV. Z celkového počtu 80 nových rozvoden 110 kV se připravuje 54 stanic v oblasti působnosti ČEZ Distribuce, 18 rozvoden v oblasti působnosti E.ON Distribuce a 4 v oblasti PREdistribuce. Do roku 2015 se předpokládá výstavba nových vedení a kabelů 110 kV v celkové délce cca 600 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 dovolené zatížitelnosti vedení 110 kV, se připravují v celkové délce linek přes 700 km. V dlouhodobé perspektivě - po roce 2015 - nejsou konkrétní lokality výstavby rozvoden a posilování vedení 110 kV ještě známy a budou upřesněny v návaznosti na potřeby daného regionu. Umístění nových plánovaných rozvoden 110 kV v ES ČR do roku 2015 je uvedeno na následujícím schématu.

strana 166

únor 2009

Provoz a rozvoj elektrických sítí

únor 2009

7

strana 167

7

7.3

Provoz a rozvoj elektrických sítí

VLIV ROZVOJE ZDROJŮ NA BUDOUCÍ PROVOZ SÍTÍ

Rozvoj a provoz zdrojů zahrnutý v síťových výpočtech přímo navazuje na výstupy simulace provozu zdrojové základny. V síťovém modelu je respektováno umístění zdrojů v síti a jejich připojení do příslušné napěťové hladiny v konkrétním bodu sítě. V síťových simulačních výpočtech odpovídá nasazení jednotlivých zdrojů výstupům simulace provozu zdrojové základny pro příslušný časový řez. Pro provoz soustavy je nejvýznamnější podíl nasazení hlavních systémových zdrojů zapojených převážně do přenosové soustavy. V simulacích jsou zahrnuty i další zdroje zapojené do sítí 110 kV i nižších napěťových hladin. Na provoz sítí 110 kV mají vliv také menší zdroje rozptýlené v sítích 110 kV a vn, které ovlivňují elektrické poměry především lokálního charakteru, ale ve svém důsledku se projeví jejich nasazení i v celé ES. Mezi tyto zdroje patří kromě klasických tepelných a vodních elektráren, tepláren a závodních výroben také obnovitelné zdroje (OZE), jejichž rozvoj se zvláště v poslední době dynamicky vyvíjí. V ES ČR se OZE rozvíjí především na bázi spalovaní biomasy, větrných elektráren (VTE) a v nejbližší době lze očekávat významný rozmach také fotovoltaických elektráren (FVE). Rozvoj fotovoltaických elektráren (FVE) FVE vyrábějí elektřinu přímou přeměnou slunečního záření a jsou v současnosti na počátku svého masivnějšího využívání. Jedná se o zdroje malých výkonů s relativně nízkou dobou využití, tzv. „capacity factor“ je pouhých 15 - 20 %. Vyznačují se též značnou plošnou rozlohou na jednotku instalovaného výkonu ve srovnání s ostatními druhy elektráren. Předpokládá se, že fotovoltaické systémy budou připojeny převážně do napěťových hladin vn a vvn (110 kV), ojediněle pak do PS. Výrazný nárůst požadavků na nové připojení FVE se očekává v jihovýchodních oblastech ČR, kde je největší roční průměrná intenzita slunečního záření. Vzhledem k poměrně značnému vyčerpání připojovacích možností a kapacit sítí z titulu požadavků na připojení ostatních zdrojů rozptýlené výroby, především VTE, lze očekávat, že další rozvoj FVE si vyžádá značné investice do sítí na všech napěťových hladinách, jinak nebude možné požadovaný výkon investorů připojit do ES ČR. Fotovoltaické systémy primárně vyrábí stejnosměrný proud, který je následně konvertován na střídavý pomocí elektronických střídačů. Tato výkonová elektronika v případě poruchy v ES (zkrat, zemní spojení) přispívá pouze zanedbatelným nebo dokonce žádným zkratovým proudem k celkovému zatížení ES. Na základě těchto skutečností bude pro připojování dalších FVE do sítí nutné posilování zejména vedení v sítích vn, vvn a transformační vazby na vyšší napěťové hladiny. V následující tabulce 7.3.1 je zjednodušený odhad dostupného instalovaného výkonu FVE v ČR a jejich produkce elektřiny, vše rozdělené podle jednotlivých krajů. Vstupními veličinami odhadu byla informace serveru www.tzb-info.cz o celkové ploše v ČR, kde je možné využívat fotovoltaických elektráren k výrobě elektřiny. Tato plocha byla stanovena na 50 200 000 m2. Na základě analýzy průměrného instalovaného výkonu na ploše 1 m2 stávajících solárních elektráren v provozu (0,083 kW/m2) byl pak určen celkový možný výkon dosažitelný na uvedené ploše. Následovalo rozdělení tohoto celkového výkonu v poměru rozloh jednotlivých krajů a určení energetického zisku dle doby využití maxima fotovoltaických článků a intenzity slunečního záření v daném kraji. Na základě těchto vstupních dat byl spočten celkový využitelný výkon FVE v ČR 4 167 MW instalovaného výkonu předpokládaného do roku 2045 s roční produkcí přibližně 7,6 TWh (při současných technologiích). Je nutné zdůraznit, že jde pouze o hrubý výpočet, založený na zjednodušených předpokladech. Přesnější analýza by vyžadovala zejména zpřesnění použitelné plochy pro výstavbu těchto zdrojů a zahrnutí očekávaného vývoje technologie v oblasti fotovoltaiky.Očekávanému výkonu FVE dle jiných dostupných pramenů ve velikosti 4 464 MW pak odpovídá plocha cca 5 380 ha. Do roku 2050 však lze očekávat vývoj nových výkonnějších fotovoltaických článků s vyšší účinností.

strana 168

únor 2009

7

Provoz a rozvoj elektrických sítí

Tab. 7.3.1 ODHADNUTÝ POTENCIÁL OZE V ČR PO KRAJÍCH Plocha [km2]

Kraj Středočeský Jihočeský Plzeňský Karlovarský Ústecký Liberecký Královéhradecký Pardubický Vysočina Jihomoravský Olomoucký Zlínský Moravskoslezský území ČR

11 014 10 056 7 561 3 314 5 334 3 163 4 758 4 519 6 795 7 197 5 267 3 964 5 445 78 387

Větrné elektrárny* Výroba Počet Pinst [MW] [GWh/r] VTE 110 221 540 85 185 458 66 134 341 50 117 289 153 364 864 35 75 189 29 71 151 83 178 447 236 511 1259 157 317 768 77 172 428 35 72 177 142 326 789 1 258 2 743 6 700

Větrné elektrárny** Výroba Pinst [MW] [GWh/r] 97,7 214 107,0 234 87,1 191 73,5 161 141,9 311 70,1 154 42,2 92 108,2 237 204,8 449 127,6 279 107,4 235 49,2 108 173,8 381 1 390 3 045

Fotovoltaika**** Podíl na celkové Pinst [MW] ploše ČR [%] 14,1 583,1 12,8 532,4 9,6 400,3 4,2 175,5 6,8 282,4 4,0 167,5 6,1 251,9 5,8 239,2 8,7 359,7 9,2 381,0 6,7 278,8 5,1 209,9 6,9 288,3 100 4 150

Výroba [GWh/r] 646 582 432 182 292 173 264 263 404 467 301 231 309 4 546

2 50,2 km 4 150 MW

Plocha k využití FV*** Celkový výkon FV

* Odhad realizovatelného potenciálu větrné energie na území ČR převzato z materiálu J.Štekl - ÚFA AV ČR ** Odhad realizovatelného potenciálu větrné energie na území ČR dle EGÚ Brno, a.s. *** Zdroj server www.tzb-info.cz **** Odhad realizovatelného potenciálu sluneční energie na území ČR dle EGÚ Brno, a.s.

Rozvoj větrných elektráren Očekávaný rozvoj větrných elektráren v regionech působnosti provozovatelů distribučních soustav ČEZ Distribuce, a. s., a E.ON Distribuce, a. s., a také VTE s předpokládaným připojením do PS ČEPS, a. s., je uveden na následujícím obr. 7.3.1. Obr. 7.3.1 PRAVDĚPODOBNÝ VÝVOJ INSTALOVANÉHO VÝKONU VĚTRNÝCH ELEKTRÁREN DO ROKU 2020 V OBLASTI PŮSOBNOSTI JEDNOTLIVÝCH PROVOZOVATELŮ SÍTÍ Pinst [MW] 1400

Pravděpodobný vývoj výstavby větrných elektráren v celé ES ČR

Scénář podle investorů požadavky na připojení VTE k DS a PS

1300 1200 1100

983 MW

1000

1095 MW 1049 MW 1017 MW

1111 MW

1218 MW 1143 MW

1179 MW

Předpokládaná výstavba VTE s připojením do PS ČEPS

950 MW 900 800 MW

800

Předpokládaná výstavba VTE v oblasti působnosti E.ON Distribuce

700 600

550 MW

500 400

350 MW

300 200 100

Předpokládaná výstavba VTE v oblasti působnosti ČEZ Distribuce

140 MW 114 MW 19 MW

2005

33 MW

53 MW

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

[rok]

EGÚ Brno 01/2009

únor 2009

strana 169

7

Provoz a rozvoj elektrických sítí

Rozhodující podíl v připravované výstavbě VTE budou mít větrné parky připojené do sítí 110 kV. Obalová křivka celkového očekávaného rozsahu VTE zahrnutého do výpočtů dlouhodobých bilancí koresponduje s křivkou na obr. 5.2.1. Očekává se, že instalovaný výkon větrných elektráren v distribučních soustavách dosáhne do roku 2020 hodnoty kolem 900 MW, z toho více než polovinu představují větrné parky připojené do sítě 110 kV. Zájmy investorů o výstavbu větrných elektráren směřují především do oblasti severních a východních Čech, severní i jižní Moravy. Velké větrné parky, u nichž se předpokládá vyvedení výkonu do přenosové sítě ČEPS, jsou ve stadiu příprav a záměrů. V nejpokročilejším stadiu je projekt výstavby větrného parku Chomutov v Krušných horách, který by měl ve své první etapě dosáhnout instalovaného výkonu 182 MW. Další požadavky investorů na připojení větrných parků do PS jsou v oblasti Českomoravské vrchoviny jedná se o záměr na výstavbu věrného parku na Jihlavsku o výkonu cca 200 MW. Praktické poznatky z oblasti připojování VTE do sítí různých napěťových hladin: •

Lokality vhodné pro využití větrné energie a výstavbu VTE jsou obvykle v odlehlých oblastech relativně vzdálených od industrializovaných center spotřeby elektřiny a od existujících dostatečně dimenzovaných zařízení energetiky (vedení a rozvoden).

•

Ve vhodných lokalitách investoři VTE obvykle připravují výstavbu většího počtu věží ve vybrané oblasti a výkon je sveden vnitřní sítí větrného parku do sběrné rozvodny transformovny. Odtud je připojovacím vedením výkon vyveden do elektrické sítě DS nebo PS.

•

Připojovací vedení je směrováno do nejbližší vhodné rozvodny PS nebo DS, kterou určí provozovatel PS nebo DS jako místo připojení.

•

Protože pro připojení je nutné provést nezbytné úpravy v zařízeních energetiky (PS nebo DS), je snahou energetiky minimalizovat počet míst pro připojení větrných parků do sítí.

•

Pro minimalizaci počtu přípojných míst a lepší využití nezbytných úprav v zařízeních energetiky se doporučuje sdružovat více větrných parků (i několika různých investorů) v jedné lokalitě pro společné připojení do jednoho přípojného bodu sítě (společný vývod, společná rozvodna 110 kV, společné pole v rozvodně PS).

•

Výsledkem by měla být minimalizace nákladů na nezbytné úpravy v zařízeních energetiky na připojení VP do PS (DS).

V některých regionech ČR je v současnosti již značný převis žádostí na připojování nových zdrojů rozptýlené výroby, především obnovitelných zdrojů typu VTE, tak, že dochází k vyčerpávání připojovacích kapacit v sítích vn i vvn. Jedná se především o některé regiony ve východních Čechách, na severní a jižní Moravě, kde již nyní nelze přijímat další žádosti na připojení nových zdrojů do doby, než dojde k posílení distribučních sítí. V následujících letech bude nutné posilovat sítě na příslušných napěťových úrovních, což si vyžádá značné investice do sítí všech napěťových hladin. Na následující mapě jsou vyznačeny regiony v sítích ES ČR – jedná se o uzlové oblasti sítí 110 kV, kde již nyní podané žádosti na připojení nových zdrojů převyšují kapacitní možnosti síti.

strana 170

únor 2009

Provoz a rozvoj elektrických sítí

7

Obr. 7.3.2 UZLOVÉ OBLASTI 110 kV SE SÍŤOVÝMI OMEZENÍMI PRO PŘIPOJENÍ NOVÝCH ZDROJŮ DO DS

Respektování větrných elektráren v simulačních výpočtech sítí Podkladem pro výpočty vlivů větrných elektráren je databáze existujících a připravovaných VTE v ES ČR založená na aktualizovaných vstupech od jednotlivých distribučních společností a ČEPS. Vzhledem k velké dynamice změn požadavků investorů na připojení VTE do sítí jsou pro simulační výpočty užity jen ty projekty VTE, které mají u provozovatelů sítí podanou a přijatou žádost na rezervaci připojovaného výkonu. Ostatní připravované VTE jsou vedeny v databázi, ale nevstupují do simulačních výpočtů. Na základě informací o velikosti větrného parku, jeho lokalitě, použitých generátorových jednotkách a podle změřených průběhů výroby existujících větrných parků v Evropě jsou samostatným simulačním modelem odvozeny očekávané průběhy výkonu v jednotlivých oblastech. Dále je odvozen očekávaný průběh dodávky ze všech VTE za celou ES ČR. Tyto průběhy dodávky výkonu z VTE jsou pak spolu s výrobou v ostatních zdrojích (dle detailní simulace zdrojové základny) umístěny do sítě, a to do jednotlivých přípojných bodů sítě. V případě velkých větrných parků jsou do modelu sítí doplněny nové rozvodny 110 kV pro připojení větrných parků. V základních režimech je nasazení těchto VTE za celou ES ČR poměrně malé a dodávaný výkon činí průměrně cca 15 až 30 % instalovaného výkonu VTE. Shrnutí k rozvoji větrných elektráren a jejich integrace do sítí ES ČR Předpokládaný nárůst výstavby větrných elektráren v ES ČR povede od určité hranice jejich celkového instalovaného výkonu k nutnosti zavedení přídavných opatření pro zajištění spolehlivého provozu ES.

únor 2009

strana 171

7

Provoz a rozvoj elektrických sítí

Z hlediska připojování VTE do sítí je zřejmá snaha jak provozovatelů DS i PS, tak investorů o připojení větších větrných parků do sítí vyšších napěťových hladin - 110 kV a PS. V případě výstavby VTE různými investory ve stejné lokalitě je především ze strany provozovatelů sítí snaha o jejich sdružování tak, aby připojení k síti bylo společné do jednoho přípojného místa a investice do posilování sítě z hlediska připojení VTE byly efektivně využity. Co se týká provozovatelnosti ES, z dosavadních studií vyplývá, že pro zachování spolehlivosti provozu ES z hlediska výkonové bilance a regulovatelnosti je za stávajících podmínek provoz ES zabezpečen bez nutnosti přídavných opatření do velikosti celkového instalovaného výkonu VTE v ES ČR na úrovni cca 600 až 700 MW. Vzhledem k očekávanému překročení této meze kolem roku 2011 až 2012 budou muset být v tomto období přijata další dodatečná opatření v ES ČR pro zajištění jejího bezpečného provozu z titulu vyšší penetrace VTE v ES (zvýšení regulačního výkonu v ES, možnosti omezení dodávek výkonu z VTE a další regulační opatření).

7.4

SIMULAČNÍ VÝPOČTY PROVOZU SÍTÍ V PERSPEKTIVĚ

7.4.1

Analýza provozu sítí v očekávaném maximu zatížení roku 2010 a 2015

V zimním maximu zatížení jsou sítě provozovány v základním provozním zapojení, využívajícím maximální počet přenosových prvků. Je nasazena většina dostupných zdrojů podle potřeb dispečerského pokrývání diagramu zatížení a s cílem zajištění potřebného regulačního výkonu. Na zařízeních PS se v období velkého zatížení neplánují žádné údržbové práce spojené s vypínáním přenosových prvků. Předpokládá se provoz všech vazebních i potřebných distribučních transformátorů. Přenosová soustava je zatěžována také značnými přenosy spojenými s mezistátními výměnami elektřiny. Z výsledků analýz lze shrnout, že všechny síťové prvky jsou využívány. V konzumních oblastech vzdálenějších od zdrojů se mohou objevit uzly s nižšími hodnotami provozního napětí. Při výpadcích některých přenosových prvků lze očekávat možné přetěžování jiných prvků a větší poklesy napětí. Při těžkých poruchách může dojít též i ke krátkodobým nedodávkám elektřiny. Poměry ve stavu špičky zatížení roku 2010 a 2015 v sítích lze souhrnně charakterizovat na následujících obrázcích a schématech: Obr. 7.4.1-7.4.8

Zatěžování transformátorů PS/110 kV pro zimní maximum 2010 a 2015.

Obr. 7.4.9

Nejvíce zatížená vedení 400 a 220 kV v přenosové síti pro zimní maximum 2010.

Obr. 7.4.10

Nejvíce zatížená vedení 400 a 220 kV v přenosové síti pro zimní maximum 2015.

Obr. 7.4.11

Nejvíce zatížená vedení 110 kV v zimním maximu 2010.

Obr. 7.4.12

Nejvíce zatížená vedení 110 kV v zimním maximu 2015.

Na přiložených schématech sítí jsou pro dokumentaci uvedena schémata přenosové sítě ČEPS, a. s., a sítí 110 kV jednotlivých distribučních společností v provozním stavu předpokládaném v roce 2010 a 2015 včetně nových síťových prvků, které jsou barevně zvýrazněny. Elektrické poměry v přenosové síti ČEPS ve stavu zimního maxima roku 2010 a 2015 jsou vyhodnoceny na přiložených schématech A4. Provoz přenosové sítě vyhovuje z hlediska zatěžování vedení. Linky PS se v základním režimu zatěžují do 60 % Idov (ZM 2010) a do 46 % Idov (ZM 2015) své dovolené zatížitelnosti (vyjma vývodových vedení od zdrojů). V zimním maximu roku 2010 je nejvíce zatížené vedení 400 kV Wielopole - Nošovice, které přenáší výkon 740 MW (60 % Idov).

strana 172

únor 2009

Provoz a rozvoj elektrických sítí

7

V zimním maximu roku 2015 je největší výkon přenášen vedením V444 Wielopole - Nošovice, které je zatížené výkonem 658 MW (46 % Idov). Transformační vazba PS/110 kV je ve střednědobém výhledu schopna zabezpečit zásobování distribučních sítí 110 kV. Transformátory jsou v zimním maximu roku 2010 zatěžovány maximálně do 90 % svého jmenovitého transformačního výkonu: Vedení 110 kV se zatěžují maximálně do 69 % své dovolené proudové zatížitelnosti ve špičce zatížení roku 2010 a do 75 % Idov v maximu roku 2015. Nejvíce zatěžované vedení 110 kV je vedení V1153 Pardubice sever - EOP (69 % Idov výkonem 69 MW) v ZM 2010, nejvíce zatíženým kabelovým vedením 110 kV je kabel K110 Praha sever - Holešovice výkonem 90 MW (57 %), výkonově nejvíce zatíženým vedením 110 kV je kabel K102 Praha jih – Praha střed s výkonem 108 MW. V maximu zatížení roku 2015 je největší procentní využití zatížitelnosti a zároveň největší výkonové zatížení u vedení V1921 Jinonice – Řeporyje - 75 % Idov s přenášeným výkonem 160 MW. Nejvíce zatížené kabelové vedení 110 kV je kabel K112 Praha jih - Karlov 64 % Idov s výkonem 104 MW. V simulačních síťových modelech byly již zahrnuty oznámené připravované investiční akce PPS a PDS směřující k posilování PS, transformační vazby 400/110 kV a sítí 110 kV v nejvíce exponovaných oblastech ES: •

zajištění spolehlivého zásobování hlavního města Prahy,

•

napájení nových odběrů v ostravské aglomeraci,

•

zajištění vyvedení nových a obnovovaných zdrojů v oblasti severozápadních Čech.

únor 2009

strana 173

strana 174

Č

ec

hy

0

50

100

150

200

250

300

350

400

ře st

d

ce ni

02 T4

ín eb Č

174

k ne čí po

02 T2

o ík as Kr

65

200

v

01 T4

1

Č

ec

hy

ře st

d

ín eb

Č

ín eb

01 T4

253

264

350

02 T4

147

154

350

Sl

03 T4 ic ět av

83

88

350

e Sl

01 T4 ic ět av

78

75

350

v

o ík as Kr

v

03 T4

M

113

118

350

a vk íro

01 T4

M

116

122

350

a vk íro

N

T4

01

N

v šo ná ez

120

124

350

T4

02

N

v šo ná ez

118

125

350

0 T4

2

Č

hy ec

209

239

350

ře st

d

0 T4

3

218

248

350

ilí

n

1

Ř

ep

yj or

e

01 T4

129

187

Ř

ep

yj or

e

0 T4

3

Ř

180

223

Zatížení v zimním max. 2010 (MW)

M

0 T2

44

35

200

250

350

yj or

e

03

0 T4

4

142

198

250

Tý

ne

c

0 T4

1

128

139

350

Tý

ne

c

0 T4

2

129

139

350

Zatížení v zimním max. 2015 (MW)

ep

T4

124

350

Zatížení v zimním max. 2015 (MW)

v šo ná ez

153

143

350

03 T4

Zatížení v zimním max. 2010 (MW)

02 T4

112

119

350

e

02 T4

44

39

350

Zatížení v zimním max. 2015 (MW)

ce ce ce vi vi vi ko ko ko tro tro tro O O O

03 T4

146

173

350

Zatížení v zimním max. 2010 (MW)

Č

02 T4

88

104

350

Obr. 7.4.7 Zatěžování transformátorů PS/110 kV v oblasti ČEZ Distribuce střed v zimním maximu 2010 a 2015

o ík as Kr

112

119

350

Instalovaný výkon (MVA)

0 T2

200

01 T4

137

154

350

Obr. 7.4.4 Zatěžování transformátorů PS/110 kV v oblasti ČEZ Distribuce východ v zimním maximu 2010 a 2015

Instalovaný výkon (MVA)

O

50

67

200

01 T2

Sinst/Pzat

l ko So

03 T2

129

200

224

350

Obr. 7.4.1 Zatěžování transformátorů PS/110 kV v oblasti E.ON Distribuce - východ v zimním maximu 2010 a 2015

Instalovaný výkon (MVA)

e ic ln ko So

02 T2

k ne čí po

0

50

100

150

200

250

300

350

400

O

167

102

Sinst/Pzat

e ic ln ko So

0

50

100

150

200

250

300

350

200

Sinst/Pzat

400

ě

n čí

T2

0

50

100

150

200

250

300

350

400

M

01 ý sn Da

B

al

n čí dě ez

T4 Be

zd

107

183

ín ěč

0 T4

2

Be

94

zd

170

350

ic e

0 T2

1

n čí Ko n čí Ko

02 T4

69

70

250

ě

n čí ot

ěj

ov

e ic

T2 Ch

01 ot

ěj

16

200

e ic ov

2

Ch

0 T2 ot

ěj

17

48

200

ov

e ic

T4

01 Vý

234

350

Zatížení v zimním max. 2010 (MW)

Ch

03 T4

124

350

ov šk

0 T2

1 š

v ko

T4

01 by Ba

157 100

l

on

T4

01 Ba

86

132

350

by

M

al

eš

ic e

02 T2 C

ho

v do

0 T4

1

158

221

250

Zatížení v zimním max. 2010 (MW)

82

93

200

C

ho

do

T4

03

02 T4

145

203

250

C

ho

do

v

0 T4

3

161

350

Zatížení v zimním max. 2015 (MW)

v

n lo

83

111

Zatížení v zimním max. 2015 (MW)

Vý

34

50

200

350

350

Zatížení v zimním max. 2015 (MW)

01 T4

69

70

250

Obr. 7.4.8 Zatěžování transformátorů PS/110 kV v oblasti PREdistribuce v zimním maximu 2010 a 2015

Instalovaný výkon (MVA)

eš

58

72

200

02 T4

Zatížení v zimním max. 2010 (MW)

ý sn Da

73

100

350

Obr. 7.4.5 Zatěžování transformátorů PS/110 kV v oblasti ČEZ Distribuce sever v zimním maximu 2010 a 2015

250

01

96

100

01 T4

Instalovaný výkon (MVA)

01

200

Sinst/Pzat

zd Be

0

50

100

150

200

250

300

350

400

T2

85

82

200

350

Obr. 7.4.2 Zatěžování transformátorů PS/110 kV v oblasti E.ON Distribuce - západ v zimním maximu 2010 a 2015

Instalovaný výkon (MVA)

r bo Tá

Sinst/Pzat

0

50

100

150

200

250

300

350

400

Sinst/Pzat

ov

ec

T

0

50

100

150

200

250

300

350

400

eš Př

ti c

e

T

ov

ec L

T2 k ís

03 ov

80

76

ec

200

e os Pr

04 T2 ni

36

52

ce

200

Pr

T2 e os

01

2 20

97

104

200

e Pr

T2 ni

ce A

c re lb

02 T4 ht

36

ic e ec br

1 40

Al

T

60

ht

42

ic e

T N

o oš

2 40 vi

85

87

250

ce

N

T4

o oš

01 vi

14

54

350

Zatížení v zimním max. 2010 (MW)

e os

02

75

135

200

350

ce

H

.

e

.

v Ži

01

H

T4

ot

97

ic

109

250

e

T4

Kl

02 né et

127

133

250

Kl

01 T4 et

122

ic št

e

ov tk Ví

Instalovaný výkon (MVA)

e Př

01 T4

116

123

350

T

6 1

Ví

tk

ov

02 T2

7 2

200

C

hr

Zatížení v zimním max. 2010 (MW)

1 20

200

né

T4

02

122

350

ás

tT

ás hr C

tT

40

2

Zatížení v zimním max. 2015 (MW)

1 40

133

142

350

330

Zatížení v zimním max. 2015 (MW)

tic vo Ži

02 T4

76

97

250

350

Obr. 7.4.6 Zatěžování transformátorů PS/110 kV v oblasti ČEZ Distribuce západ v maximu 2010 a 2015

c ni

76

136

200

350

Obr. 7.4.3 Zatěžování transformátorů PS/110 kV v oblasti ČEZ Distribuce - Morava v zimním maximu 2010 a 2015

Instalovaný výkon (MVA)

L

k ís

2 20

8,3

88

200

Sinst/Pzat

sk Lí

0

50

100

150

200

250

300

350

400

Sinst/Pzat

7 Provoz a rozvoj elektrických sítí

únor 2009

7

Provoz a rozvoj elektrických sítí

Obr. 7.4.9 ČEPS - NEJVÍCE ZATÍŽENÁ VEDENÍ 400 a 220 kV Stav:

[%] Idov 100

Zimní maximum zatížení ES ČR 2010 Profil zatížení vedení

VEDENÍ 400 kV PS ČEPS

60% Idov

80 60 40 20 0 444 444 459 404 451 443 460 410 441 442 433

459

404

451

443

460

410

441

442

433

Číslo vedení [%]Idov [MW] Vedení 400 kV Nošovice Wielopole(PL) 60 740 (mezistátní vedení) H.Životice 58 237 Nošovice Nošovice 45 542 (mezistátní vedení) Varín(SK) Babylon 38 535 Bezděčín Albrechtice Dobrzen(PL) 37 460 (mezistátní vedení) Albrechtice 36 430 Nošovice Čechy střed 35 435 Výškov Hradec 32 454 (mezistátní vedení) Etzenricht(DE) 32 445 (mezistátní vedení) Přeštice Etzenricht(DE) 31 429 Dasný Slavětice

Profil zatížení vedení

[%] Idov

VEDENÍ 220 kV PS ČEPS

100

60% Idov

80 60 40 20 0 204 204 246 202 208 245 201 270 253,4 223,4 205,6

únor 2009

246

202

208

245

201

270

253,4 223,4 205,6

Číslo vedení [%] Idov [MW] Vedení 220 kV 51 138 (mezistátní vedení) Milín Tábor 44 187 Lískovec Kopanina(PL) 37 87 (mezistátní vedení) Čechy střed Opočínek 34 81 Čechy střed Milín 32 135 Lískovec Bujaków(PL) 32 73 Čechy střed Výškov 32 70 (mezistátní vedení) Lískovec P.Bystrica(SK) 31 69 Lískovec Prosenice 27 64 Hradec Vítkov 26 70 Čechy střed Malešice

strana 175

7

Provoz a rozvoj elektrických sítí

Obr. 7.4.10 ČEPS - NEJVÍCE ZATÍŽENÁ VEDENÍ 400 a 220 kV Stav:

[%] Idov 100

Zimní maximum zatížení ES ČR 2015 Profil zatížení vedení

VEDENÍ 400 kV PS ČEPS

60% Idov

80 60 40 20 0 444 444 476 475 450 434 432 459 435,6 417 443

476

475

450

434

432

459

435,6

417

443

Číslo vedení [%]Idov [MW] Vedení 400 kV Nošovice Wielopole(PL) 46 658 (mezistátní vedení) Chodov Kočín 37 517 Řeporyje Kočín 37 473 Babylon Výškov 37 514 Slavětice Čebín 35 495 Kočín Přeštice 33 420 Kletné Nošovice 32 453 Sokolnice Slavětice 31 434 29 351 Otrokovice Sokolnice 29 408 (mezistátní vedení) Albrechtice Dobrzen(PL)

Profil zatížení vedení

[%] Idov

VEDENÍ 220 kV PS ČEPS

100

60% Idov

80 60 40 20 0 202 202 201 205,6 204 225,6 246 211 221,2 226 253,4

strana 176

201

205,6

204

225,6

246

211

221,2

226

253,4

Číslo vedení [%] Idov [MW] Vedení 220 kV Čechy střed Opočínek 43 96 Čechy střed Výškov 33 73 Čechy střed Malešice 31 83 Milín Tábor 29 78 Hradec Výškov 28 103 Lískovec Kopanina(PL) 28 115 (mezistátní vedení) Chotějovice Výškov 27 80 Přeštice Vítkov 26 69 Výškov Hradec 25 93 Lískovec Prosenice 20 54

únor 2009

7

Provoz a rozvoj elektrických sítí

Obr. 7.4.11 Stav:

NEJVÍCE ZATÍŽENÁ VEDENÍ 110 kV DS Zimní maximum zatížení ES ČR 2010

[%] Idov

[%] Idov

E.ON Distribuce-východ

100

E.ON Distribuce-západ

[%] Idov

únor 2009

Číslo vedení

1354

1359

1362

1349

1377

1367

1389,90

155

1503

1101

161

365

1502

1102

188

689

5691,2

587

591,2

649

652

585

577,8

Číslo vedení

1911 Praha sever - Dříň 59 MW

383

386

107,8

385

K102

1912

PRE Distribuce

K110

325

0

308

20

0

385

20

135

40

1992

60

40

1991

60

307

80

308

80

1914

100

1911

100

1914

ČEZ Distribuce-střed

1911 Praha sever - Dříň 59 MW

1541

678 Doubrava - Karviná Petrovice 52 MW

1921

Číslo vedení

561,2

678

1241

1201

1213

371,2

1280

0 957

20

0 1272

40

20

1286

60

40

958

60

1225

80

[%] Idov

ČEZ Distribuce-Morava

100

80

1225 Plzeň město - Plzeň teplárna 52 MW

Číslo vedení

366 Neznášov - Jeřmanice 53 MW [%] Idov

ČEZ Distribuce-západ

100

366

1167,8

Číslo vedení

1911

[%] Idov

1101

1131,2

0 1166

0 1981

20

1174

40

20

591,2

40

1317

60

1102

60

1318

80

Číslo vedení

ČEZ Distribuce-sever

100

80

1318 Mírovka - Heroltice 57 MW

1360

1361 Dasný - Č.Budějovice západ 35 MW [%] Idov

ČEZ Distribuce-východ

100

1361

Číslo vedení

1318 Mírovka - Heroltice 58 MW [%] Idov

543

545,6

518

5575

1317

0 514

20

0 5570,1

40

20

517

60

40

5574

80

60

1318

80

1350

100

Číslo vedení

strana 177

7

Provoz a rozvoj elektrických sítí

Obr. 7.4.12 Stav:

NEJVÍCE ZATÍŽENÁ VEDENÍ 110 kV DS Zimní maximum zatížení ES ČR 2015

[%] Idov

[%] Idov

E.ON Distribuce-východ

100

E.ON Distribuce-západ

[%] Idov

strana 178

Číslo vedení

1374

1324

1389,90

1354

1360

1323

1349

1541

188

366

161

160

349

163,4

347

688

687

575,6

7778

566

565

649

593,4

Číslo vedení

1921 Jinonice - Řeporyje 75 MW

103,4

K103

V106

383

386

385

PRE Distribuce

K110

393

0

325

20

0

386

20

1928

40

1933

60

40

1997,8

60

385

80

1992

80

1991

100

1921

100

K112

ČEZ Distribuce-střed

1921 Jinonice - Řeporyje 75 MW

155

561,2 Hran.n.Moravě - Val.Meziříčí 58 MW

1914

Číslo vedení

585

561,2

1269,70

1201B

371,2

957

1283

0 1272

20

0 1286

40

20

958

60

40

1225

60

1202

80

[%] Idov

ČEZ Distribuce-Morava

100

80

1202 N. Hospoda - Škoda Plzeň 48 MW

Číslo vedení

1502 Babylon - Č.Lípa Dubice 59 MW [%] Idov

ČEZ Distribuce-západ

100

1502

1163,4

Číslo vedení

1921

[%] Idov

1126

1118

0 592,3,4

0 1117

20

1174

40

20

1111

40

1318

60

1131,2

60

1153

80

Číslo vedení

ČEZ Distribuce-sever

100

80

1153 Pardubice sev.- El.Opatovice 74 MW

1356

1322 Dasný - Č.Budějovice západ 49 MW [%] Idov

ČEZ Distribuce-východ

100

1322

Číslo vedení

5574 Mladcová - Slušovice 62 MW [%] Idov

K5055

530

527B

550

5575

0 K5055N

20

0 1318

40

20

5570,1

60

40

514

80

60

5574

80

1350

100

Číslo vedení

únor 2009

7

Provoz a rozvoj elektrických sítí

Vyhodnocení přenosových ztrát Byly vyhodnoceny ztráty výkonu v sítích 400, 220 a 110 kV ES ČR pro stav zimního maxima zatížení v roce 2010 a 2015. Ve stavu zimního maxima roku 2010 činí ztráty v přenosové síti 78,1 MW, z toho ztráty v transformaci PS/110 kV 14,6 MW, ztráty v sítích 110 kV činí 64,8 MW. Zjištěné ztráty výkonu v sítích v zimním maximu roku 2015 činí v PS 71 MW, z toho v transformaci PS/110 kV 13,9 MW. V sítích 110 kV činí ztráty 69,7 MW. Celkové přenosové ztráty výkonu jsou v zimním maximu zatížení 2010 a 2015 téměř shodné, v roce 2015 jsou pouze o 2 MW nižší. Rozdíly jsou ve velikosti ztrát na jednotlivých napěťových úrovních: v PS jsou v roce 2010 ztráty o 7 MW vyšší než v roce 2015, naproti tomu v sítích 110 kV jsou v roce 2010 ztráty o 5 MW nižší než v roce 2015.

7.4.2

Provoz PS v perspektivě pro vybrané varianty rozvoje výrobní základny

Ve vzdálenější perspektivě - po roce 2015 - již nelze přesně simulovat očekávaný stav sítí především z důvodů nejistoty realizace konkrétních záměrů na výstavbu nových zdrojů. Přenosová soustava bude trvale zajišťovat spolehlivé vyvedení velkých výrobních zdrojů včetně nově spouštěných bloků a také pokrývat požadavky růstu zatížení v jednotlivých regionech. Sítě 110 kV se budou dále rozvíjet podle požadavků odběratelů a potřeb zajištění napájení s ohledem na růst spotřeby a zatížení - konkrétní záměry nejsou pro toto budoucí období známy. Proto byly výpočty pro vzdálenější perspektivu zaměřeny především na rozvoji PS, a to alternativně pro různé varianty rozvoje zdrojové základny očekávané k časovému horizontu 2025. Do tohoto časové horizontu se předpokládá realizace nejvýznamnějších připravovaných změn ve výrobní základně. PS musí v tomto období zajistit nejen nárůst požadavků z hlediska růstu odběrů v celé ES ČR, ale také zajistit spolehlivé vyvedení nových zdrojů do ES. Toto je respektováno v uvažovaných variantách rozvoje. Předpokládá se, že všechny nové velké zdroje budou přednostně připojeny do sítí 400 kV. Obě sledované varianty rozvoje zdrojů (klasická a jaderná B) pro síťové analýzy předpokládají k roku 2025 provoz bloků uvedený v kapitole 5.5. Zatímco v klasické variantě rozvoje zdrojů se předpokládá provoz 2 nových bloků 660 MW v Počeradech, v jaderné variantě B bude v provozu pouze 1 z těchto bloků a dále naopak bude v provozu jaderný blok 1 200 MW v lokalitě Temelín. Ostatní nové zdroje (spalovací a paroplynové bloky a dále menší černouhelné bloky) jsou v obou variantách téměř shodné. V období 2015 až 2025 dojde také k útlumu a odstavení některých stávajících bloků vyvedených do sítě 400 kV (elektrárna Prunéřov I, Chvaletice, Mělník III). Některé další odstavované bloky budou nahrazeny novými bloky 660 MW (Počerady). Pro uvedené varianty rozvoje zdrojů byl proveden odborný odhad nejpravděpodobnějšího umístění uvažovaných nových výrobních jednotek do sítě a jejich vyvedení výkonu do PS. Pro jednotlivé varianty rozvoje výrobní základny pak byly sestaveny síťové modely budoucí konfigurace PS pro simulační výpočty. Vzhledem k velké podobnosti uvažovaných variant na bázi rozvoje jaderných zdrojů (označované jako jaderná var. A a B) byla z hlediska rozvoje PS analyzována pouze jedna z nich, a to varianta jaderná označená jako B, ve které se předpokládá spuštění nového jaderného bloku již v roce 2021.

únor 2009

strana 179

7

Provoz a rozvoj elektrických sítí

Na základě těchto předpokladů byly provedeny simulační výpočty budoucího provozu PS pro časový horizont roku 2025 s alternativami rozvoje výrobní základny a tomu odpovídajícího nezbytného rozvoje přenosové soustavy ES ČR pro variantu klasickou (K) a variantu jadernou – s provozem nového jaderného bloku již od roku 2021 (varianta JB). Pro obě analyzované varianty rozvoje zdrojů a PS jsou dosažené hodnoty přenosových elektrických poměrů vyhodnoceny ve schématech PS 400 a 220 kV k roku 2025. Dále je vyhodnoceno zatěžování nových vybraných významných vedení 400 kV v PS a nejvíce zatížených vedení 400 kV PS v zimním maximu 2025 pro obě analyzované varianty rozvoje zdrojů. Tab. 7.4.1 ZATĚŽOVÁNÍ VYBRANÝCH PŘIPRAVOVANÝCH VEDENÍ 400 kV V PS ČEPS V ZIMNÍM MAXIMU ROKU 2025 PRO RŮZNÉ VARIANTY ROZVOJE ZDROJŮ délka

Var.rozvoje zdrojů (K) klasická

Chotějovice - Výškov

30,6 km

163 MW / 12 % Idov

128 MW / 9 % Idov

spolehlivé vyvedení zdroje

Chotějovice - (Výškov) - Babylon

102,6 km

381 MW / 26 % Idov

318 MW / 23 % Idov

spolehlivé vyvedení zdroje

Babylon - Bezděčín

54,0 km

254 MW / 19 % Idov

190 MW / 14 % Idov

zvýšení spolehlivosti

Výškov - Čechy střed

98,3 km

363 MW / 26 % Idov

241 MW / 18 % Idov

zvýšení spolehlivosti

Krasíkov - H.Životice

81,1 km

56 MW / 7 % Idov

71 MW / 8 % Idov

zvýšení spolehlivosti

Prosenice - Kletné

65,0 km

68 MW / 8 % Idov

38 MW / 6 % Idov

zvýšení spolehlivosti

Vernéřov - Vítkov - (st.hran.DE)

60,0 km

64 MW / 7 % Idov

129 MW / 11 % Idov

posílení mezist.propojení

Kočín - Mírovka

120,0 km

-

2 x 444 MW / 26 % Idov

vyvedení zdroje JE

Řeporyje - Mírovka (smyčka)

25,0 km

-

6 MW / 9 % Idov

vyvedení zdroje JE

Prosenice - Mírovka (smyčka)

25,0 km

-

214 MW / 16 % Idov

vyvedení zdroje JE vyvedení zdroje JE

Vedení

Var.rozvoje zdrojů (B) jaderná Pozn. k novému vedení PS

Kočín - Dasný

35,7 km

-

233 MW / 14 % Idov

Kočín - Přeštice

115,5 km

-

206 MW / 12 % Idov

vyvedení zdroje JE

Přeštice - Vítkov

86,1 km

140 MW / 11 % Idov

251 MW / 18 % Idov

zvýšení spolehlivosti

Mírovka - Čebín

88,4 km

-

271 MW / 18 % Idov

zvýšení spolehlivosti

Otrokovice - P.Bystrica (st.hran.SK)

50,0 km

50 MW / 5 % Idov

28 MW / 4 % Idov

posílení mezist.propojení

Otrokovice - Rohatec

50,0 km

10 MW / 3 % Idov

38 MW / 4 % Idov

zvýšení spolehlivosti

strana 180

únor 2009

7

Provoz a rozvoj elektrických sítí

Zabezpečení exportu výkonu z ES ČR do zahraničí Ve střednědobém výhledu se bude postupně snižovat exportní charakter salda ES ČR. S ohledem na rozvoj spotřeby a změny v instalovaném výkonu systémových elektráren lze očekávat poměrně proměnný charakter velikosti exportu elektrické energie z ES ČR do zahraničí. Velikost exportního salda se předpokládá v roce 2010 ve výši 10,01 TWh a v roce 2015 ve výši 4,67 TWh. Od roku 2018 se již předpokládá nízké téměř vyrovnané saldo ES ČR. V roce 2025 se předpokládá saldo 0,74 TWh v případě varianty rozvoje zdrojů klasické (K), v případě jaderné varianty rozvoje zdrojů (JB) je to exportní saldo 2,34 TWh. Očekávané přenosy výkonu po mezistátních profilech v zimním maximu 2010, 2015 a 2025 jsou uvedeny na obr. 7.4.13. Z obrázků jsou patrné: •

Trvale velké zatížení profilu Polsko – Morava.

•

Velké kolísání přenosů na profilu ČR – Německo (vliv VTE) a vysoké zatížení profilu ČEPS – E.ON.

•

Plné obsazení profilu ČR – Rakousko.

Obr. 7.4.13 OČEKÁVANÉ PŘENOSY VÝKONŮ PO MEZISTÁTNÍCH PROFILECH V ZIMNÍM MAXIMU 2010, 2015 a 2025

M W

55 2 M

W

M

W 0

W M

MW 65

únor 2009

W

Rakousko APG

MW 41

SRN E.ON

M

Přenos po 110 kV

MW

4 16

Přenos po PS

9 80

W M

Slovensko SEPS

49 12

Export z PS 861 MW Tranzit 1291 MW Zatížení ES 11275 MW

67 7 M

2015

79

MW 55

MW

STAV ZIMNÍHO MAXIMA ZATÍŽENÍ ES ČR

W

Polsko PSE

0 46

SRN VE-T

M

W

Rakousko APG

M

SRN E.ON

MW 41

Přenos po 110 kV

M

57 10

9 30

12 15

Export z PS 1348 MW Tranzit 1504 MW W Zatížení ES 10597 MW

W

2010 Přenos po PS

Polsko PSE

9 89

STAV ZIMNÍHO MAXIMA ZATÍŽENÍ ES ČR

SRN VE-T

Slovensko SEPS

strana 181

7

Provoz a rozvoj elektrických sítí

W 0

W M

MW 65

MW

M

W

Rakousko APG

M

SRN E.ON

MW 41

Přenos po 110 kV

W

4 60

Přenos po PS

3M 46

56 15

Export z PS 363 MW Tranzit 2189 MW Zatížení ES 11900 MW

14 5 4

2025

MW

STAV ZIMNÍHO MAXIMA ZATÍŽENÍ ES ČR

Polsko PSE

1 60

SRN VE-T

Slovensko SEPS

Jako potenciální směry exportů jsou dlouhodobě uvažovány směry na západ a jih. Na základě možností provozu ES ČR jako celku lze z pohledu požadavku na zabezpečení exportů z ES ČR ve sledovaném období očekávat značné požadavky na přenosové sítě z titulu exportů. Do roku 2018 se však již předpokládá významný pokles exportu elektřiny z ES ČR. V dlouhodobé perspektivě se předpokládá vyrovnané saldo zahraniční bilance elektřiny ES ČR. Výsledné zatěžování či provozní omezení v sítích je dáno časovým, lokálním a směrovým souběhem jednotlivých obchodních případů v rámci exportů, importů a tranzitů elektřiny.

7.5

VÝKONOVĚ BILANČNÍ POMĚRY V SÍTÍCH

Pro kontrolovaný stav zimního maxima zatížení ES ČR roku 2010 a 2015, který byl odvozen z referenčního scénáře spotřeby, byla vyhodnocena bilance výkonu na předacích místech mezi přenosovou sítí a sítěmi 110 kV. Pro celou soustavu ČR byly vyhodnoceny očekávané bilance výkonu na předacích místech PS/110 kV, dodávka ze zdrojů ČEZ a nezávislých výrobců do PS a do sítí 110 kV, výroba a spotřeba u velkých odběratelů připojených přímo do sítí 110 kV, spotřeba a výroba ve vn a nn. Byl vyhodnocen konzum v oblastech jednotlivých distribučních společností, ztráty v sítích, export, import a tranzit přes PS. Na obr. 7.5.1 a 7.5.2 jsou uvedeny sumární hodnoty celkových výkonově bilančních poměrů v sítích ES ČR pro stav zimního maxima zatížení roku 2010 a 2015. Z výsledků zpracovaných bilancí toků výkonů v sítích ES ČR očekávaných v letech 2010 a 2015 a jejich vzájemného srovnání je možné konstatovat: •

Z převážné části jsou systémové zdroje vyvedeny do přenosové sítě, přibývá zdrojů připojených do sítě 400 kV a roste dodávka z těchto zdrojů do soustavy.

•

Roste instalovaný výkon větrných elektráren, které jsou vyvedené do sítě 110 kV, avšak jejich využití je nízké.

•

K roku 2015 vzrůstají přenosy výkonu mezi sítí 400 a 220 kV vzhledem k omezování zdrojů zapojených do sítě 220 kV. Roste přenos výkonu mezi PS a sítěmi 110 kV.

•

Přenosová síť je určující pro mezistátní výměny, tranzit přes PS dále roste.

strana 182

únor 2009

7

Provoz a rozvoj elektrických sítí

Obr. 7.5.1

BILANČNÍ POMĚRY V SÍTÍCH ES ČR Maximální zatížení ES ČR

Stav: Zimní maximum zatížení ES ČR 2010 soustavové maximum pondělí 13.12.2010 17 hod

Nezávislí výrobci do PS

Zdroje ČEZ do PS

rok 2010 Dodávka zdrojů do PS

Pinst 18 MW 11 MW 2 MW

9 MW Konzum z PS

Síť 400 kV

375 MW

PS Čechy

PS Morava

Tranzit

vnitřní veden í PS

49 MW

ČEPS, a.s.

6209 MW PS 110 kV

1 504 MW

Ztráty v PS

Rozvodny 400 a 220 kV Transformátory 400/220 kV, 400/110 kV, 220/110 kV Vedení 400 a 220 kV Kompenzační prostředky v PS

Import do 110 kV

1 348 MW

520 MW

Síť 220 kV

1 504 MW

Ztráty v TR PS/110

64 transformátorů Sinst 16 830 MVA

15 MW

6195 MW

VS ze sítí 110 kV Dodávka zdrojů do 110 kV 3275 MW

1 291 MW

Export z PS

Profil PS Čechy - Morava 4 transformátory Sinst 2 000 MVA

Tranzit

Zdroje ČEZ do 110 kV

10 601 MW

PŘENOSOVÁ SÍŤ 400, 220 kV

0 MW

PVE čerpání 0 MW 1 473 MW

Spotřeba celkem

7 556 MW

Import do PS

79 MW

11 949 MW

Přímí odběratelé z PS

Pinst 370 MW 143 MW

0 MW 7 413 MW PVE čerpání

Výroba celkem

DISTRIBUČNÍ SÍTĚ 110 kV

Export ze 110 kV

110 MW

96 MW

E.ON Distribuce Rozvodny 110 kV Vedení 110 kV

Ztráty v BT

ČEZ Distribuce

18 MW

PREdistribuce 7868 MW

991 MW

Nezávislí výrobci do 110kV 42 MW

VTE do 110 kV

Konzum 110 kV 9249 MW 598 MW Výroba ve vn

Pinst 221 MW

57 MW VTE ve vn Pinst 300 MW

9863 MW

Ztráty ve 110 kV 623 MW 375 MW Velké podniky s dodávkou do 110 kV

428 MW 1593 MW Velké podniky s odběrem ze 110 kV

8630 MW Spotřeba ve vn

68 MW

Pozn. : Číselné hodnoty výrob, spotřeb a bilancí jsou uvažovany na předacích místech Ztráty v PS : vnitřní síť 400, 220 kV včetně transformace PS/110 kV, bez ztrát v mezistátních vedeních Ztráty v DS : sítě 110 kV, bez transformace na vn, bez ztrát v mezistátních vedeních 110 kV Ztráty v BT : ztráty v blokových transformátorech jsou uvedeny zvlášť pro zdroje pracující do PS a do DS

únor 2009

strana 183

7

Provoz a rozvoj elektrických sítí

Obr. 7.5.2

BILANČNÍ POMĚRY V SÍTÍCH ES ČR Maximální zatížení ES ČR

Stav: Zimní maximum zatížení ES ČR 2015 soustavové maximum pondělí 14.12.2015 17 hod Zdroje ČEZ do PS

rok 2015

0 MW PVE čerpání

Dodávka zdrojů do PS

Nezávislí výrobci do PS

8417 MW

Výroba celkem

11 986 MW

Spotřeba celkem

11 125 MW

Přímí odběratelé z PS

VTE do PS

Pinst 18 MW 12 MW 2 MW

Pinst 230 MW 24 MW

142 MW

10 MW

8565 MW

Konzum z PS

Export z PS

PŘENOSOVÁ SÍŤ 400, 220 kV Import do PS

Síť 400 kV

0 MW

Síť 220 kV

Tranzit

642 MW

4 transformátory Sinst 2 000 MVA

PS Čechy

PS Morava 49 MW

Rozvodny 400 a 220 kV Transformátory 400/220 kV, 400/110 kV, 220/110 kV Vedení 400 a 220 kV Kompenzační prostředky v PS

1 291 MW

861 MW

Profil PS Čechy - Morava

Tranzit 1 291 MW

Ztráty v PS vnitřní vedení PS

47 MW

ČEPS, a.s.

7 264 MW

Ztráty v Tr PS/110 kV

PS 110 kV

Import do 110 kV PVE čerpání 0 MW

1 090 MW

Zdroje ČEZ do 110 kV 987 MW

14 MW

7 250 MW

VS ze sítí 110 kV Dodávka zdrojů do 110 kV 2 457 MW

0 MW

72 transformátorů Sinst 20 950 MVA

Nezávislí výrobci do 110kV 101 MW

VTE do 110 kV

DISTRIBUČNÍ SÍTĚ 110 kV

Export ze 110 kV

114 MW

106 MW

E.ON Distribuce Rozvodny 110 kV Vedení 110 kV

Ztráty v BT

ČEZ Distribuce

17 MW

PREdistribuce 1118 MW

8517 MW

Konzum 110 kV 9 617 MW 667 MW Výroba ve vn

Pinst 594 MW

100 MW VTE ve vn Pinst 580 MW

10 384 MW Ztráty ve 110 kV

659 MW 380 MW Velké podniky s dodávkou do 110 kV

433 MW 1 557 MW Velké podniky s odběrem ze 110 kV

9 146 MW Spotřeba ve vn

73 MW

Pozn. : Číselné hodnoty výrob, spotřeb a bilancí jsou uvažovany na předacích místech Ztráty v PS : vnitřní síť 400, 220 kV včetně transformace PS/110 kV, bez ztrát v mezistátních vedeních Ztráty v DS : sítě 110 kV, bez transformace na vn, bez ztrát v mezistátních vedeních 110 kV Ztráty v BT : ztráty v blokových transformátorech jsou uvedeny zvlášť pro zdroje pracující do PS a do DS

strana 184

únor 2009

7

Provoz a rozvoj elektrických sítí

7.6

PŘEDPOKLÁDANÉ ZAPOJENÍ SÍTÍ PS A 110 KV V PERSPEKTIVĚ

Na základě verifikovaných podkladů o současném stavu a předpokládaném budoucím rozvoji sítí od jednotlivých provozovatelů sítí (ČEPS, a. s., a distribučních společností) byl vytvořen aktualizovaný simulační model sítí PS a 110 kV zahrnující i propojené zahraniční soustavy pro časový horizont roku 2010 a 2015. Schémata odráží stav vstupních údajů o sítích, které byly dostupné k 01/2009. Schémata jednotlivých sítí PS a 110 kV v perspektivě - pro časový horizont 2015 - jsou uvedeny na následujících obrázcích. Komentář k předloženým schématům: •

Schémata zobrazují předpokládaný stav sítí ke konci roku 2015.

•

Schémata jsou členěna dle přenosové sítě a jednotlivých regionů distribučních společností.

•

Prvky sítí (rozvodny, vedení, transformátory) doposud neexistující, či výrazně měnící svoji přenosovou schopnost, jsou ve schématech zvýrazněny žlutým podbarvením.

•

Vedení, která jsou v perspektivě posilována na větší průřez (větší přenosovou schopnost), jsou ve schématu zvýrazněna světle hnědým podbarvením.

•

U nově uváděných prvků do provozu je rovněž uveden ve schématu předpokládaný rok uvedení do provozu.

•

Ve schématech sítí je vyznačeno vyvedení současných i nově plánovaných zdrojů do sítí.

•

Rovněž jsou zde vyznačeny předpokládané parky větrných elektráren a jejich vyvedení do sítí (PS a 110 kV).

•

Z hlediska provozního zapojení jsou v sítích 110 kV barevně odlišeny jednotlivé napájecí oblasti.

•

Zapojení respektuje i zvýšení počtu transformátorů PS/110 kV a předpokládané paralelní provozy UO 110 kV.

únor 2009

strana 185

7

Provoz a rozvoj elektrických sítí

7.7

ZHODNOCENÍ OČEKÁVANÉHO ROZVOJE SÍTÍ

Východiska Na základě posouzení koncepce rozvoje a hlavních investičních záměrů provozovatelů sítí a na základě výsledků modelových výpočtů a zpracovaných analýz lze konstatovat, že elektrické sítě 400, 220 a 110 kV v ES ČR jsou jako celek schopny zajistit služby, které od nich budou ve střednědobé a dlouhodobé perspektivě požadovány. To platí jak ve vztahu k očekávanému trendu vývoje spotřeby (zatížení), tak ve vztahu k analyzovaným variantám připravované obnovy a výstavby nových zdrojů, a to za předpokladu posilování a výstavby nových prvků v přenosové síti (PS) i v sítích 110 kV. Zatěžování vedení PS a sítí 110 kV, v podrobně analyzovaných režimech zimního maxima zatížení v časových horizontech roku 2010 a 2015, vyhovuje stanoveným technickým kritériím provozu. Napěťové poměry v sítích PS a 110 kV jsou v požadovaných mezích. Síťové simulační výpočty v dlouhodobé perspektivě (vztažené k horizontu 2025) prokazují nezbytnost posilování PS v hlavních směrech přenosů v závislosti na přijaté variantě výstavby nových zdrojů v ES ČR. V základních provozních schématech zapojení, a s předpokládaným nasazením zdrojové základny, lze považovat provozní režimy sítí ve střednědobé i dlouhodobé perspektivě za technicky zvládnutelné a splňující požadavky spolehlivého zásobování. Kritérium spolehlivosti (N-1) je však v některých případech splněno jen za plného využití dispečerských možností při řízení systému. Transformační vazbě PS/110 kV a jejímu kontinuálnímu rozvoji je a také i nadále bude věnována patřičná pozornost tak, aby tato vazba byla schopna zabezpečit zásobování distribučních sítí v základních i poruchových provozních režimech. Při rozvoji transformační vazby z přenosové sítě se kromě technických kritérií stále výrazněji uplatňují ekonomická hlediska. Z hlediska střednědobého a dlouhodobého výhledu lze očekávat: •

Otevření trhu vede k vyššímu obchodnímu využívání přenosové sítě.

•

Ve střednědobém i dlouhodobém výhledu se v provozu sítí projeví vliv obnovy výrobního parku klasických elektráren, alternativou je též výstavba nových jaderných bloků, jejichž připojení do sítí musí splňovat přísnější kritéria vzhledem k charakteru těchto zdrojů.

•

Ve střednědobém rozvoji elektrických sítí se projeví také vliv připravovaných obnovitelných zdrojů, především větrných elektráren, jejichž značný nárůst v ES ČR se očekává v nejbližším období. Vliv nově plánovaných větrných elektráren může v řadě hledisek působit technické obtíže jak lokálního, tak celosoustavového charakteru.

•

Provoz velkého množství větrných elektráren v sousedních zemích způsobuje některé technické obtíže v ES ČR - kolísání přenosů na mezistátních profilech a snížení jejich volné kapacity. Je nezbytné, aby elektrické sítě i celá soustava byla na specifický charakter provozu těchto obnovitelných zdrojů připravena.

•

Snížení dnešního značně vysokého exportního charakteru ES ČR a z něho vyplývajícího velkého využití mezistátních profilů přenosové sítě směrem na jih a západ lze očekávat až po roce 2018. To umožní v budoucnu vyšší využití PS pro tranzity například i z důvodů rozšiřování UCTE směrem na východ (připojování ES Ukrajiny a Ruska) a s tím spojenými zvýšenými obchodními výměnami (tranzity) ve směru východ - západ.

Koncepce dlouhodobého rozvoje sítí Z hlediska přenosové schopnosti a očekávaných požadavků na přenosovou síť se jeví napěťová hladina 400 kV vyhovující i v dlouhodobém výhledu. Síť 400 kV je dostatečně dimenzována a značně rozvinutá, takže pokrývá celé území ČR a zajišťuje propojení se sousedními přenosovými sítěmi.

strana 186

únor 2009

Provoz a rozvoj elektrických sítí

7

Z posouzení síťových výpočtů vyplývá, že i ve vzdálenější budoucnosti vyhoví vnitrostátní přenosová síť a mezistátní propojení požadavkům na přenos s použitím dosavadních napěťových hladin 400 a 220 kV. Proto se nepředpokládá v PS přechod na vyšší napěťovou hladinu (nad 400 kV). Sítě přenosové soustavy a sítě 110 kV se rozvíjejí podle koncepce rozvoje jednotlivých provozovatelů. Tyto dlouhodobé záměry jsou upravovány podle aktuálních potřeb regionů a ekonomických možností ČEPS a distribučních společností. Rozvoj sítí je všeobecně zaměřen především na posilování a rekonstrukce stávajících linek, zvýšení jejich přenosové schopnosti a zvýšení spolehlivosti zásobování. Nová vedení se budují především v souvislosti s vyvedením nových nebo rekonstruovaných elektrárenských bloků do soustavy. Nové rozvodny a posilování transformačního výkonu je přednostně směřováno do regionů s očekávaným vyšším trendem růstu zatížení. Provoz sítí 110 kV v některých regionech směřuje k většímu využívání paralelní spolupráce uzlových oblastí 110 kV, což vede k efektivnějšímu využívání transformačního výkonu PS/110 kV a větší spolehlivosti provozu sítí 110 kV. Taktéž se příznivě projevuje zavádění větší automatizace řízení provozu sítí 110 kV. K předpokládanému rozvoji sítí Dlouhodobý rozvoj sítí lze charakterizovat: •

Obtížné prosazování koncepčního rozvoje sítí v podmínkách ekonomického řízení a problémy s výstavbou vedení v nových koridorech (ekologické a územně-správní problémy).

•

Všeobecně lze v dlouhodobém výhledu očekávat již dnes nastupující trend k co největšímu využívání technických možností stávajících zařízení, a to až k provozně-technickým limitům.

•

Výstavba nových vedení 400 kV směřuje k doplnění systému 400 kV o nová vedení tak, aby konfigurace sítě byla koncepčně uzavřená a vedla k vyšší zabezpečenosti spolehlivého provozu PS.

•

I když navržené rozvojové varianty zdrojů preferují využití lokalit stávajících elektráren s již vybudovanou infrastrukturou, přesto jejich spolehlivé vyvedení vede k nutnosti výstavby nových vedení především s využitím koridorů stávajících linek 400 kV (zdvojování vedení) a také v některých případech k nezbytnosti výstavby vedení v nových koridorech.

•

Výstavba nových jaderných bloků vyžaduje výrazné posílení sítě 400 kV z důvodů zajištění spolehlivého vyvedení těchto zdrojů do PS.

•

Rozvoj OZE jako rozptýlených zdrojů v síti vyžaduje větší investiční podporu distribučních sítí včetně sítí 110 kV a transformační vazby PS/110 kV.

•

V případě výstavby nových rozvoden v PS bude tato výstavba směřovat do aglomerací s velkou kumulací spotřeby a také pro zásobování nových velkých průmyslových komplexů.

•

Další posilování transformační vazby 400/110 kV preferuje zásobování uzlových oblasti 110 kV z hladiny 400 kV.

•

Systém 220 kV bude udržován pravděpodobně na současné úrovni s posílením záložní a spolehlivostní funkce. Systém 400 kV se bude dále rozvíjet, a to jak z hlediska nových vedení, transformačního výkonu i připojování nových zdrojů.

•

Přibude požadavků na obnovu zařízení PS, která budou na konci své životnosti a bude je nutné postupně nahrazovat novými zařízeními.

únor 2009

strana 187

7

Provoz a rozvoj elektrických sítí

•

Doporučuje se větší koordinace při posilování transformační vazby PS/110 kV s provozem a rozvojem uzlových oblastí 110 kV v daném regionu s cílem společného ekonomicky efektivního řešení pro zabezpečení napájení lokalit s velkou koncentrací spotřeby.

•

Výrazným prvkem ovlivňujícím koncepci rozvoje a posilování PS v perspektivě bude respektování velkých požadavků na mezistátní výměny.

•

Objem a nové převažující směry mezistátních výměn vyvolají požadavky na posílení a výstavbu dalších mezistátních vedení v nejvíce exponovaných mezistátních profilech.

•

Přechod na vyšší napěťovou hladinu než 400 kV do roku 2040 není vynucen.

Připravované posilování přenosové sítě 400 kV v perspektivě je koncepčně potřebné a opodstatněné. Zvláště v souvislosti s připravovanou obnovou a výstavbou nových klasických elektráren v oblasti severozápadních Čech a případně s rozšířením JE Temelín o další bloky je nutné zajištění spolehlivého vyvedení připravovaných nových zdrojů do PS. V oblasti severní Moravy je rozvoj PS zaměřen na zjištění spolehlivé funkce PS a zabezpečení zvýšených požadavků na zásobování velkých nových odběrů. Trvalý rozvoj a nárůst mezistátních výměn vede k potřebě posilování mezistátních profilů PS. V současné době byla posílena přenosová schopnost profilu na Rakousko. V dlouhodobé perspektivě se předpokládá posilování profilů na Německo a na Slovensko. Realizace výstavby a posilování přeshraničních vedení bude konkretizováno na základě vývoje a potřeb mezistátních výměn v dalších časových horizontech. Rozvoji a změnám v transformační vazbě mezi sítěmi PS a 110 kV je věnována zvýšená pozornost všech provozovatelů sítí. Rozvoj transformačního výkonu na nejbližší období - do roku 2015 - je prakticky stanoven a jeho realizace závisí na finančních, investičních a technických možnostech provozovatele PS. Jedná se výstavbu nových rozvoden 400 kV (Chotějovice, Kletné) a přímé transformace 400/110 kV (Prosenice) a o posílení transformačního výkonu ve stávajících rozvodnách 400/110 kV. Ve vzdálenějších časových horizontech se předpokládá výstavba dalších transformačních stanic 400/110 kV v lokalitách Vítkov, Vernéřov, Praha sever, Rohatec, případně dalších podle požadavků růstu odběrů. Posílení transformačního výkonu se plánuje i v dalších rozvodnách v souvislosti s obnovou dožívajících transformátorů a je směřováno výhradně do transformoven 400/110 kV. Rozvoj sítí 110 kV je připravován na kratší období, než je celkový časový rámec studie dlouhodobého rozvoje. Provozovatelé distribučních sítí sledují trendy rozvoje odběrů a potřeby zajištění jejich napájení ve svém regionu včetně zajištění napájení nově vznikajících průmyslových zón. Rozvoj sítí 110 kV je přizpůsobován aktuálně očekávaným změnám odběrů v příslušných lokalitách a výstavba nových vedení a stanic musí pružně reagovat na potřeby zabezpečení napájení odběratelů. Značný vliv na rozvoj distribučních sítí mají změny v transformační vazbě PS/110 kV, které ovlivňují jak provozní zapojení, tak rozvoj sítí 110 kV v příslušných uzlových oblastech. Růst počtu transformátorů PS/110 kV vede k rozšiřování oblastí s paralelně spolupracujícími transformátory ve společných UO 110 kV. K mezistátním výměnám Ve střednědobém výhledu do roku 2015 se předpokládá snížení dnešního značně exportního charakteru provozu ES ČR a z něho vyplývajícího velkého využití přenosové sítě pro přenosy výkonu směrem na jih a západ.

strana 188

únor 2009

Provoz a rozvoj elektrických sítí

7

V dlouhodobém výhledu (po roce 2015) se očekává vyrovnávání bilančního salda elektřiny v ES ČR bez významnějších exportních či importních požadavků na PS. Naproti tomu lze však předpokládat, že otevření trhu povede k vyššímu obchodnímu využívání přenosové sítě pro exportní i importní zájmy výrobců, obchodníků s elektřinou i jednotlivých distribučních společností. Novým prvkem, který výrazněji limituje poměry na mezistátních profilech, je kolísavý charakter provozu větrných elektráren v zemích s jejich velkým zastoupením. Pro ES ČR se toto bude projevovat hlavně na přenosovém profilu na Německo (VE-T, E.ON). Větší změny v provozu mezistátního propojení lze očekávat v souvislosti s rozvojem obchodování na evropském trhu s elektřinou. Přenosová síť ES ČR bude vzhledem ke své poloze více využívána pro zabezpečení tranzitních služeb, a to v různých přenosových směrech. S ohledem na svoji polohu lze očekávat kromě tranzitů severojižním směrem další nové zvyšování zatížení z titulu mezistátních tranzitů i směrem východ - západ. Připravované záměry na připojení ES Ukrajiny a Ruska k UCTE pravděpodobně povedou ke zvýšení stávajících přenosů a k novým přenosům elektřiny směrem do západní Evropy. Z tohoto titulu je nutné ve střednědobé perspektivě kontrolovat provoz sítě i z hlediska zabezpečenosti a provozní spolehlivosti v důsledku využívání PS od třetích stran (tranzitů). K řešeným provozním stavům sítí v roce 2010 a 2015 Z podrobné analýzy zatěžování PS a sítí 110 kV v režimech zimního maxima roku 2010 a 2015 vyplývá, že z pohledu elektrizační soustavy jako celku elektrické sítě v zásadě 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. Distribuční společnosti mají potřebné informace o požadavcích odběratelů ve svém regionu na budoucí velikost odebíraného výkonu, podle kterého mohou predikovat očekávaný nárůst výkonu v jednotlivých uzlových oblastech 110 kV. Je třeba, aby ČEPS, a. s., jako provozovatel a vlastník odpovědný za provoz a rozvoj PS byl ze strany distribučních společností v dostatečném předstihu informován o očekávaných požadavcích na navýšení odběru tak, aby mohl zajistit posílení transformační vazby PS/110 kV v příslušné lokalitě v požadovaném termínu.

únor 2009

strana 189

8

Analýza rizik

8

ANALÝZA RIZIK

Vzhledem k rozsahu prací souvisejících s vypracováním této zprávy, rozsahem práce samotné, jakož i závažností tématu, považuje autorský tým za vhodné a účelné uvést na samotný závěr zprávy, před závěrečným shrnutím výsledků a formulací závěrů kapitolu, která strukturovaně a přehledně seznamuje s hlavními riziky bilancí. Za riziko bude pro tyto účely považován zejména odklon od aktuálně vymezených předpokladů či dílčích výsledků, který by mohl významněji ovlivnit výsledky bilancování rovnováhy elektrizační soustavy. Mezi rizika budiž zařazena nejen ta, která jsou v té či oné podobě již přítomna, jako je například aktuální ekonomický útlum následující po finanční krizi, ale i rizika potenciální. Analýza rizik bude na mnoha místech strukturována na tři časové horizonty: krátkodobý (cca 1 rok), střednědobý (5 až 6 let) a dlouhodobý (přibližně 20 až 30 let), a to z důvodu časové závislosti jednotlivých indikovaných rizik. Z hlediska věcného bude analytická struktura soustředěna na oblasti bilancování vymezené všemi šesti hlavními kapitolami této studie: •

Kvantifikace požadavků na energetickou bezpečnost a spolehlivost zásobování elektřinou.

•

Spotřeba elektřiny.

•

Střednědobý vývoj ES ČR ve středoevropském kontextu.

•

Strategické směry rozvoje ES ČR.

•

Problematika palivové základny ES ČR s dopadem na životní prostředí.

•

Provoz a rozvoj elektrických sítí.

8.1

ANALÝZA RIZIK V OBLASTI KVANTIFIKACE POŽADAVKŮ NA ENERGETICKOU BEZPEČNOST A SPOLEHLIVOST ZÁSOBOVÁNÍ ELEKTŘINOU

V krátkodobém časovém horizontu lze očekávat, že situaci ES ČR ovlivní důsledky aktuální finanční krize a následná recese ekonomiky. Lze však současně konstatovat, že toto riziko není pro bezpečnost a spolehlivost zásobování elektřinou v krátkodobém horizontu významné Riziko ekonomické recese se může projevit spíše ve střednědobém časovém horizontu. V důsledku nynější světové finanční krize a hospodářské recese, eventuálně následné hospodářské krize, vzniká v oblasti bezpečnosti a spolehlivosti soustavy ČR riziko nesprávného načasování rozvoje výrobních zdrojů elektrizační soustavy. Volba strategie rozvoje je významně ovlivněna stanovením normativní hodnoty spolehlivosti výkonové bilance, která určuje výkonovou bilanci soustavy, a tedy i vyřazování starých bloků, provádění retrofitů a především zařazování nových výrobních zdrojů. Volba strategie rozvoje rovněž určuje potřebnou výkonovou zálohu pro zajištění spolehlivé nabídky na krytí poptávky v rámci liberalizovaného trhu s elektřinou, včetně regulačního výkonu nezbytného pro chod soustavy. Míra spolehlivosti je stanovena ekonometricky, je funkcí hospodářského produktu, který má spolu se spotřebou elektřiny a dalšími faktory vliv na cenu nedodané elektřiny. Na základě výpočtů a spolu s odhadem ceny nového zdroje je stanovován požadovaný racionální normativ spolehlivosti. Za podmínky přímé korelační vazby mezi tvorbou hospodářského produktu a spotřebou elektrické energie se při jinak nezměněných podmínkách nemusí změnit cena nedodané energie, a tím ani normativ spolehlivosti. V tomto případě nemusí vzniknout žádné nebo jenom velmi malé riziko relevance našich výsledků. Znovu tedy zdůrazňujeme, že riziko nesprávného stanovení rozvoje výrobních zdrojů elektrizační soustavy v čase, spojené s vývojem hospodářské situace ve světě, existuje pro ČR především ve střednědobé perspektivě.

strana 190

únor 2009

8

Analýza rizik

V dlouhodobém horizontu je možno očekávat odeznění důsledků recese a návrat k předpokladům vymezeným v kapitole 2, přičemž rizika, ohrožující spolehlivost a bezpečnost zásobování elektřinou z hlediska výkonové bilance v perspektivě dlouhodobého horizontu, lze rozdělit do dvou okruhů: 1)

Metodická rizika:

–

Podcenění významu podrobného monitorování a analýz spolehlivosti a provozovatelnosti na úrovni soustav ES ČR a UCTE.

–

Jednostranný přístup k problematice bezpečnosti ES orientovaný jen na zdroje bez respektování vlivu sítí.

–

Zjednodušující přístup k problematice bezpečnosti ES spoléhající pouze na agregované energetické a výkonové bilance bez prověření provozovatelnosti ES v rámci reálně existujících omezení.

2)

Reálná rizika rozvoje ES ČR:

–

Nedostatečná obnova a rozvoj výrobní základny a sítí a z toho plynoucí nedostatečná velikost zálohy.

–

Nevhodná struktura výrobní základny (příliš velké jednotky, vysoký podíl zdrojů se stochastickým charakterem výroby) a z toho plynoucí nedostatečná velikost zálohy.

–

Nevhodná struktura zálohy z hlediska měnící se poptávky po podpůrných službách v reálných provozních stavech.

–

Nezajištění výroby elektřiny dostatečně primárními zdroji.

–

Možný vliv burzovního obchodu s elektřinou na spolehlivost zásobování elektřinou při přechodu od dlouhodobých smluv na krátkodobé burzovní produkty za extrémní volatility a nízké nabídky.

–

Rizika vyplývají rovněž z nadměrné podpory výroby elektřiny z OZE, KVET a druhotných zdrojů.

8.2

ANALÝZA RIZIK V OBLASTI SPOTŘEBY ELEKTŘINY

Postup prací, uplatněný při vytváření predikcí budoucí spotřeby elektřiny v rámci ES ČR, je primárně založen na metodě scénářů, která, vedle matematického aparátu, intenzivně využívá odborných zkušeností a znalostí řešitelského týmu. Řešitelé analyzují cesty možného společenského a ekonomického vývoje, přičemž je za použití analýzy statistiky proveden expertní odhad relevantních faktorů ovlivňujících predikované veličiny a jejich budoucí vývoj. Výsledkem prováděných prací je pak trojice scénářů vývoje spotřeby elektřiny nesoucích označení: nízký, referenční a vysoký. Vlastní scénáře očekávaného vývoje poptávky po elektřině jsou koncipovány nad rámcem předpokladů, resp. výchozích podmínek, definovaných tzv. Základním scénářem vývoje, který je tvořen množinou základních předpokladů a očekávání vývoje společnosti, ekonomiky a energetiky ve sledovaném období. Uvedené předpoklady jsou formulovány slovně, přičemž dochází k jejich pravidelné revizi a reformulaci. Tento přístup předpokládá fluktuaci hodnot skutečně dosažené spotřeby elektřiny kolem hodnot vymezených referenčním scénářem, v rozmezí definovaném tzv. nízkým a vysokým scénářem. Při vytváření scénářů vývoje spotřeby elektřiny je využíváno zejména těchto tří metod: •

makroekonomická metoda – opírá se o detailní analýzu sektorově členěné tvorby přidané hodnoty a spotřeby elektřiny, základem je odhad budoucího vývoje ekonomiky a elektroenergetické náročnosti tvorby hrubé přidané hodnoty (HPH),

únor 2009

strana 191

8

Analýza rizik

•

analýza trendů – opírá se o metodu lineární regrese, slouží jen jako indikativní, podpůrná metoda,

•

analýza možností úspor spotřeby energií – opírá se o zpracování studií o možnostech aplikace úsporných opatření – zejména možnosti zateplení, výměny výplní otvorů (okna), použitím energeticky účinnějších spotřebičů.

Vzhledem k objemu spotřeby i dynamice vývoje je pro analýzu rizik dominantním předmětem zájmu zejména makroekonomická metoda. Ekonomický růst je přitom charakteristický vývojem v periodách či cyklech, hodnoty dosaženého produktu oscilují kolem rovnovážných trajektorií, jejichž tvar je dán dlouhodobějšími vlivy, jako je vývoj technologií, vývoj počtu obyvatel, společenský vývoj. V situaci, kdy se predikční postupy poptávky po elektřině odráží od predikcí ekonomického vývoje, je nutno konstatovat, že naprostá většina predikcí ekonomického vývoje ČR z posledních několika měsíců selhala. Ekonomičtí experti nebyli schopni, či ochotni, rozeznat a pojmenovat základní vazby ekonomické situace ČR na státy EU, zejména Německo a nebyli tak schopni ani za stavu přítomnosti symptomů nadcházející recese v okolních státech, většinou starších členech EU, predikovat podobný útlum pro hospodářství České republiky tak, jak to opožděně činí v současnosti (2/2009). Nižší než očekávaný růst přidané hodnoty, související v krátkodobém časovém horizontu s důsledky světové finanční krize, již i na území ČR přítomného ekonomického útlumu a možností ekonomické recese, bude mít za následek stagnaci růstu spotřeby v krátkodobém časovém horizontu. Pro střednědobý horizont předpokládáme odeznívání vlivu ekonomické krize a opětovný návrat růstu spotřeby k hodnotám vymezených dlouhodobými trajektoriemi. Pro dlouhodobý horizont neočekáváme aktuálně v souvislosti s ekonomickou krizí významnější vliv. Mezi další rizikové faktory vývoje spotřeby elektřiny v ČR je možno zařadit zejména razantnější naplňování politiky úspor (která by však podle našeho názoru mohla ovlivnit dominantě pouze načasování nárůstu spotřeby), nebo odklon od modelu společnosti založeného na kapitalistickém hospodářství a dominantně materiálně definovaném konzumu jako předmětu jeho zájmu. Posledně jmenovaný trend by vedl k odklonu od predikovaných hodnot v dlouhodobém časovém horizontu. Vše výše uvedené pro Českou republiku je s větší či menší mírou relevance platné rovněž pro predikce spotřeby celého středoevropského regionu (potažmo téměř celé Evropské unie), přičemž drobné rozdíly v dopadech rizik jsou dány rozdílnou strukturou spotřeby ve vytčených zemích.

8.3

ANALÝZA RIZIK STŘEDNĚDOBÉHO VÝVOJE ES ČR VE STŘEDOEVROPSKÉM KONTEXTU

Středoevropský kontext zahrnuje v předkládané zprávě a tedy v bilancích EGÚ Brno pět států z okolí České republiky: Německo, Polsko, Slovensko, Maďarsko a Rakousko. V rámci tohoto prostoru je možno indikovat následující rizika výsledků bilancování pro střednědobý vývoj ES ČR: •

Riziko zavlečení chybných statistických údajů, analýz či predikcí bilancí třetích stran (států středoevropského regionu) může mít za následek zejména špatné načasování výstavby nových zdrojů vlivem nepředvídaného vývoje spotřeby a souvisejícího zatížení. Toto riziko má přesah až do období strategického směřování. Z hlediska spotřeby a zatížení ve středoevropském prostoru má největší váhu Německo. Můžeme s uspokojením konstatovat, že predikce EGÚ v této studii uplatněná, se vyhnula u spotřeby a zatížení v Německu dvěma rizikovým faktorům. Prvním z nich je určité podceňování tempa růstu spotřeby, které se v některých oficiálních predikcích vyskytuje. Druhým faktorem je ne zcela kompletní vykazování německé spotřeby a zatížení v některých oficiálních statistikách a predikcích.

strana 192

únor 2009

Analýza rizik

8

•

Krátkodobé omezení poptávky po elektřině, které s největší pravděpodobností nastane vlivem finanční krize a hospodářské recese, je z hlediska střednědobého výhledu významným rizikovým faktorem, který bezpochyby ovlivní ceny elektřiny směrem dolů oproti cenám v této studii predikovaným. Je však nutno konstatovat, že ani délku trvání, ani míru cenového ovlivnění není v tuto chvíli možno žádným modelovým aparátem dostatečně analyzovat a predikovat.

•

Snížení poptávky po elektřině znamená navíc snížení produkce emisí skleníkových plynů. To může vést k přehodnocení kvót i celých mechanismů přidělování/nákupu emisních povolenek. V důsledku toho by mohlo dojít ke změnám trendů ve vývoji cen elektřiny, provozu zdrojů i rozvojových plánů na výstavbu dalších zdrojů. Toto riziko má opět přesah až do období strategického směřování, spojeného s dlouhodobým horizontem.

•

Evropská unie se v rámci tzv. Kjótského protokolu zavázala snížit emise oxidu uhličitého do roku 2020 o 20 % (vzhledem ke stavu roku 1990). Dále pokračují snahy o výraznější snižování emisí oxidu uhličitého pouze v rámci EU. V případě přijetí závazku snížení emisí CO2 pro rok 2020 o 30 % (tedy v případě uzavření mezinárodní smlouvy, zavazující další země ke snížení emisí, v prosinci 2009 v Kodani) by byl provoz ES ČR pravděpodobně poznamenán nedostatečným objemem povolenek, respektive podstatným nárůstem jejich ceny, což je výrazným rizikovým faktorem dlouhodobých bilancí nabídky a poptávky elektřiny v rámci EU a konkrétně ES ČR.

8.4

ANALÝZA RIZIK STRATEGICKÉHO SMĚŘOVÁNÍ ROZVOJE ES ČR

Jedním z faktorů strategického rozvoje jsou praktické okolnosti uplatnění nových technologií. Jde především o uhelné bloky velkého výkonu (typově 660 MW) s nadkritickými parametry, dále pak o paroplynové jednotky (typově 400 MW) a velké spalovací turbíny pro regulační služby (typově 150 MW). Rizika lze spatřovat zejména v následujícím: •

Výstavba paroplynových bloků může být i při zajištěných objemech plynu limitována připojením k plynárenské soustavě. I když zdroj nebude budován na novém pozemku a bude mít kladný posudek z hlediska vlivu na životní prostředí (EIA), nepodaří se projednat síťovou přípojku z důvodu konfliktů s vlastníky pozemků, nebo bude její investice natolik náročná, že ohrozí celý projekt.

•

Paroplynové bloky mohou být v provozu ohroženy obecným nedostatkem plynu, který vyplývá z téměř 100% dovozové závislosti České republiky. Tento problém patrně nebude permanentní, ale může vzniknout zejména v kritických obdobích roku (např. silné nebo dlouhotrvající mrazy, nebo obchodní vlivy jako v 1/2009). Za riziko je ale nutno považovat i to, že se vůbec nepodaří smluvně zajistit předem potřebné objemy plynu a že výstavba nových plynovodů nebude moci být realizována.

•

Spalovací bloky, určené pro regulační služby, mohou značně měnit výkon v takové míře, že dodávky plynu z distribučních nebo přepravních sítí budou vyžadovat taková technická opatření, která projekt výrazně prodraží, případně i znemožní.

•

Za rizika nových jaderných bloků lze zařadit zpoždění výstavby (což je u výstavby JE poměrně běžný jev) a obdobně jako u ostatních typů nových technologií zvýšenou poruchovost, vyvolávající nižší počáteční výrobu. Rovněž riziko neprojednání liniových tras, připojujících tyto zdroje do sítě, může vážně ohrozit zprovoznění těchto zdrojů.

•

Nové výrobní jednotky mohou vykazovat vyšší počáteční poruchovost a nižší provozní účinnost výroby, než je aktuálně předpokládáno. Toto riziko se může negativně promítnout

únor 2009

strana 193

8

Analýza rizik

nejen v celkové výši vyrobené elektřiny, ale rovněž v disponibilitě výkonu a ve schopnostech jednotek plnit požadavky na regulační služby. Z pohledu provozu ES ČR v rámci propojené evropské soustavy je možné vymezit tato dominantní rizika bilancí nabídky a poptávky elektřiny: •

Jako riziko pro platnost výsledků a závěrů předkládaných v této studii je možno označit vývoj výkonových bilancí okolních (případně i vzdálenějších) ES z hlediska možnosti dovozu regulační energie ze zahraničí jako ekvivalentu k podpůrným službám obstaraným v tuzemsku. Případný příznivější vývoj výkonových bilancí sice může vést ke zlepšení hodnocení výhledových schopností ES ČR v oblasti regulačních služeb, avšak orientace tímto směrem může vést k riziku omezení investic do výstavby regulačních zdrojů

•

V protikladném případě může dojít k tomu, že okolní soustavy budou výkonově výrazněji nedostatečné. V tom případě může dojít k jejich poptávce po dovozu regulační energie (případě přímo PpS) z ES ČR, což by představovalo pro provozovatelnost české soustavy určité „skutečné“ riziko, v první fázi v oblasti nákladů na nákup PpS.

Z hlediska strategického rozhodování o skladbě sestavy výrobních jednotek je nutno upozornit na tato možná rizika: •

Přílišná orientace na obnovitelné zdroje energie jako na zdroje s nepředvídatelnou disponibilitou by vyvolala vysoký nárůst požadavků na držení záloh a související dopad do cen elektřiny.

•

Výrazným rizikem je v oblasti obnovitelných zdrojů, a v situaci ČR zejména, zavázání se k technicko-ekonomicky nereálnému nárůstu podílu výroby z OZE.

•

Strategická koncepční rozhodnutí je nutno provádět s náležitým časovým předstihem. Významné riziko vyplývá z podcenění časové náročnosti realizací energetických zdrojů.

8.5

ANALÝZA RIZIK V OBLASTI PROBLEMATIKY PALIVOVÉ ZÁKLADNY ES ČR S DOPADEM NA ŽIVOTNÍ PROSTŘEDÍ

Pro elektroenergetiku a teplárenství je rozhodujícím primárním zdrojem hnědé uhlí; při jeho zajišťování (pro potřeby tohoto sektoru) hrozí následující rizika: •

Hlavním rizikem je konečné rozhodnutí o neprolomení územně-ekologických limitů. To by významně ohrozilo fungování české elektroenergetiky a zvláště teplárenství a vynutilo si realizaci rozsáhlých a nákladných změn v druhu používaných paliv i technologickém vybavení výroben.

•

V případě, že nebudou prolomeny územně-ekologické limity, stane se soustava zhruba po roce 2018 z hlediska potřebných objemů hnědého uhlí deficitní. Do té doby sice není ohrožena produkce elektřiny pro tuzemskou potřebu, ale celkové dostupné množství hnědého uhlí částečně limituje provoz uhelných zdrojů a snižuje jejich využívání.

•

V případě neprolomení limitů se stane situace v zajištění primárních zdrojů kolem roku 2025 velmi vážnou a jako zcela neřešitelný se propad v bilanci jeví kolem roku 2035. Přitom situace již není řešitelná v rámci ostatních uhelných lokalit.

•

Výrazným rizikem je váhání při rozhodování o strategických investicích využívajících i ty zásoby, které nejsou limity blokovány. Nutnost řešit ekonomické a technické problémy může vést k rozhodnutím, která budou mít pouze krátkodobý efekt, ale z hlediska strategického rozvoje nebudou přínosem.

strana 194

únor 2009

Analýza rizik

•

8

Rizika existují i při těžbě existujících zásob. Nelze vyloučit, že skutečné geologické podmínky těžby budou mít dopad do objemu i kvality těženého uhlí.

U ostatních druhů primárních zdrojů hrozí následující rizika: •

V dostatečném rozsahu se nepodaří prodloužit tuzemskou těžbu černého energetického uhlí za horizont roku 2020. Nemalý rozsah stávajících zdrojů na černé uhlí se bude muset orientovat na dovozové černé uhlí. To by ještě zhoršilo pozici těch zdrojů, které dnes využívají uhlí hnědé a jejichž záměrem by bylo přejít na černé uhlí.

•

Nepodaří se smluvně obstarat potřebné objemy zemního plynu pro výstavbu nových paroplynových zdrojů nebo vzniknou problémy s časovým rozložením těchto dodávek během roku z důvodů nedostatečné kapacity podzemních zásobníků.

•

Výstavba paroplynových zdrojů naráží na obecné problémy s projednáváním liniových tras, připojujících tyto zdroje k sítím (vedení, potrubní systémy), ze strany místních a krajských orgánů.

•

Vlivem nesouhlasu místních orgánů i orgánů životního prostředí nebude obnovena těžba uranu v dřívějších oblastech těžby nebo nebude zahájena v nových lokalitách. Tím bude výrazně zvýšena dovozová závislost. Na této skutečnosti nic nemění fakt, že proces zpracování uranu na jaderné palivo se v každém případě odehrává v zahraničí.

8.6

ANALÝZA RIZIK PROVOZU A ROZVOJE ELEKTRICKÝCH SÍTÍ

Rizikové faktory a situace v budoucím provozu sítí se odvíjejí zejména od potenciální nemožnosti realizace plánovaných investičních akcí, které jsou z hlediska zajištění provozu sítí a spolehlivosti zásobování nezbytné a které jsou v rozvojových záměrech provozovatelů sítí dlouhodobě plánovány. Mezi hlavní rizikové faktory lze v této oblasti zařadit: •

Výrazné omezení až nemožnost výstavby nových liniových prvků z územně-správních, ekologických či jiných důvodů, nemožnost výstavby klasických venkovních vedení a enormní ekonomická náročnost alternativních řešení (kabelová vedení vvn). V perspektivě by takové omezení vedlo k disproporci mezi požadavky na rozvoj sítí a časovou možností jejich výstavby.

•

Omezení či odsunutí realizace výstavby plánovaných síťových prvků, vedoucí ke zhoršení provozních a spolehlivostních ukazatelů sítí v dané oblasti.

•

Nepředvídatelné velké změny (nárůsty) odběrů a požadavky na zajištění zásobování nových velkých odběratelů, které nebyly včas indikovány a požadovány tak, aby soustava mohla tyto požadavky zabezpečit.

•

Rizika velkých síťových poruch a rozpadů paralelního provozu jako důsledek souběhu obchodních zájmů (exportů, tranzitů) a nestandardních toků v sítích vynucených např. provozem obnovitelných zdrojů – obsazení mezistátních profilů a vznik úzkých míst při provozu sítí. PS ČEPS je zatím relativně odolná na poruchy uvnitř ČR, existuje však riziko zavlečení velkých poruch ze zahraničí.

•

Negativní vlivy vysokých, předem neprověřených a nepředvídaných, přenosů výkonu, tranzitů třetích stran přes ES ČR. K těmto přenosům může dojít například vlivem výpadků smluvních dodávek elektřiny v jiných částech propojených soustav a zajištění náhradních dodávek výkonu z jiných soustav, které vyvolají velké přenosy přes ES ČR.

•

Negativní dopad realizace připravovaného propojení soustav UCTE a ES Ukrajiny a Ruska, který povede k nárůstu tranzitů, jejichž objem není v případě synchronního propojení předem předvídatelný.

únor 2009

strana 195

9

Závěrečné hodnocení možnosti dosažení rovnováhy mezi nabídkou a poptávkou elektřiny

9

ZÁVĚREČNÉ HODNOCENÍ MOŽNOSTI DOSAŽENÍ ROVNOVÁHY MEZI NABÍDKOU A POPTÁVKOU ELEKTŘINY

Elektroenergetika, její současné fungování a především predikce očekávaného vývoje tohoto sektoru jsou v současné době předmětem zvýšené pozornosti jak odborných, tak i politických kruhů ČR, rovněž je tato problematika v daleko větší míře medializována. Příčin je mnoho. Mezi ty nejvýznamnější je možno zařadit následující: •

možné problémy a rizika při zajištění krytí očekávané spotřeby elektřiny z dlouhodobého pohledu, kdy zajištění potřebného objemu elektrické energie a výkonu v požadované kvalitě, při přijatelných cenách a ekologicky přijatelným způsobem jsou základním strategickým předpokladem pozitivního ekonomického a společenského rozvoje společnosti,

•

rizika, související s dostupností a dlouhodobým zajištěním potřebných primárních zdrojů energie ve vazbě na možnou strukturu výkonového mixu pro perspektivní rozvoj výrobní základny ES ČR,

•

rizika opakování velkých systémových poruch evropského rozměru, které prostřednictvím mezistátních propojení mohou výrazným způsobem ovlivňovat provoz národních elektrizačních soustav.

Výše uvedené příčiny je nutno zasadit do kontextu vzrůstajícího významu elektřiny jako strategické a cenově náročné komodity, přičemž je zřejmé, že trh s elektřinou neplní všechny svoje původně předpokládané funkce a principy konkurence jsou navíc omezovány průchodností mezistátních propojení a národním protekcionismem. Situaci od podzimu 2008 navíc výrazně komplikuje celosvětový hospodářský útlum s průvodními jevy hospodářské deprese, která již negativně dopadla na chod ekonomik řady států, Českou republiku nevyjímaje. Tato krize se bude uplatňovat více v blízkém období několika let, ve vzdálenějším dlouhodobém období pravděpodobně dojde k vyrovnání trendů o obnovení časově odsunuté spotřeby. Z pohledu české energetiky je možno navíc mezi další rizikové faktory zařadit zejména stav energetického trhu středoevropského regionu (poptávka a ceny elektřiny zejména v Německu, prostor pro naše uplatnění při vývozu elektřiny), možné a přitom obtížně predikovatelné výkyvy ve vývoji očekávané tuzemské spotřeby elektřiny a disponibilitě primárních zdrojů, vyžadující parametrická řešení, a dopady mnohdy až kontraproduktivních opatření přicházejících z EU, která souvisí s řešením této krize. Potřeba státních a ekonomických zásahů při řešení všech těchto problémů výrazně převyšuje možnosti energetiky, která je pouze jedním, byť klíčovým, sektorem národního hospodářství. O mnohé se z pohledu státu, a tedy při uplatnění celosystémového přístupu již pokusila „Nezávislá energetická komise“, jmenovaná vládou ČR. Se značnou mírou zjednodušení lze shrnout, že její zpráva a navazující oponentské posouzení mají celosystémový charakter, který hodnotí energetiku jako celek na pozadí působení jednotlivých faktorů, ovlivňujících chod celého národního hospodářství, přičemž nebyl zanedbán ani politický pohled na možné globální přístupy k řešení rozvoje energetiky ČR. Oproti zprávě Nezávislé energetické komise má tento předkládaný dokument „Očekávaná dlouhodobá rovnováha mezi nabídkou a poptávkou elektřiny ČR“ poněkud jiné postavení. Jeho pozornost byla v souladu se zadáním, které odpovídá požadavkům formulovaným v energetickém zákoně, zaměřena především na oblast elektroenergetiky ČR (při respektování všech dopadů, souvisejících s výrobou centralizovaného tepla), a při řešení bylo proto možno uplatnit vyšší míru

strana 196

únor 2009

9

Závěrečné hodnocení možnosti dosažení rovnováhy mezi nabídkou a poptávkou elektřiny

podrobnosti technicko-ekonomických analýz oproti postupům globálního charakteru. Předkládaná Dlouhodobá rovnováha navazuje na státní energetickou koncepci a dává názor na její další směřování. V těchto souvislostech je nezbytné zdůraznit, že provázanost ekonomiky ČR se zeměmi EU a přímé síťové a tržní propojení energetiky ČR, zejména s energetikami zemí středoevropského regionu, vyžadovalo, aby v analýzách a prognózách vývoje elektroenergetiky ČR byl tento stav příslušně modelově a analyticky respektován. Vzhledem k charakteru zadání, podrobným informacím o výrobní základně, elektrických sítích do úrovně 110 kV ES ČR a o elektrizačních soustavách významných evropských zemí, byl uplatněn variantní přístup k řešení očekávaného perspektivního provozu ES ČR. Z hlediska vyrovnané energetické bilance a bezpečnosti dodávky elektřiny lze v současnosti charakterizovat situaci středoevropského regionu, a ČR konkrétně, jako uspokojivou. Toto hodnocení však nelze plně vztáhnout i k výhledu budoucího vývoje. Z hlediska budoucí energetické bezpečnosti zde existují reálná rizika, která by mohla energetickou bezpečnost středoevropského regionu výrazně ohrozit. Mezi vybraná rizika bezpečnosti dodávek elektřiny patří:

–

Podcenění očekávaného vývoje poptávky po elektřině z titulu nadhodnocení očekávaného potenciálu úspor energie.

–

Zvyšování závislosti na dovozu paliv zejména zemního plynu z problémových oblastí.

–

Podcenění možností využívání tuzemských zásob uhlí a uranu.

–

Podcenění významu jaderné energetiky pro evropskou energetickou bezpečnost.

–

Nesystémové hodnocení reálných možností a významu obnovitelných zdrojů energie.

–

Podcenění významu sítí pro bezpečné a spolehlivé zásobování elektřinou.

–

Nesystémový přístup k ochraně životního prostředí a klimatu.

–

Neadekvátní hodnocení možností trhu při zajišťování bezpečnosti zásobování energií.

Rizika uvedených hrozeb lze postupně minimalizovat, ale nelze je zcela eliminovat. Proto je mj. nutno kontinuálně pokračovat v analýzách energetických bilancí a v přípravě racionálních ekonomických a legislativních nástrojů, které jsou pro činnosti, související se zajištěním energetické bezpečnosti ČR, nezbytné. Rozhodnutí a přijetí potřebných opatření na úrovni řídící sféry státu je nutno provést co nejdříve z důvodů stávající rizikové situace v disponibilitě a perspektivách palivové základny ES ČR a potřebné době na realizaci výstavby nových zdrojů. Předkládaný dokument poskytuje podrobný komplexní pohled na reálné možnosti dosažení rovnováhy mezi nabídkou a poptávkou po elektřině ve střednědobém a dlouhodobém výhledu. Na základě výsledků provedených modelových výpočtů a analýz lze formulovat následující závěry. Střednědobý výhled (2010 až 2015) •

Očekávaný vývoj poptávky po elektřině předpokládá výrazné úspory elektřiny, zejména vlivem technologického vývoje a přechodu k energeticky méně náročným způsobům tvorby přidané hodnoty, což je doprovázeno očekáváním výrazného poklesu elektroenergetické náročnosti tvorby HDP do roku 2040.

•

Mezi roky 2007 a 2015 očekávají predikce poptávky po elektřině dle referenčního scénáře nárůst spotřeby o přibližně 14 % na hodnotu 68,4 TWh v kategorii tuzemské netto spotřeby.

únor 2009

strana 197

9

Závěrečné hodnocení možnosti dosažení rovnováhy mezi nabídkou a poptávkou elektřiny

•

Soustava je do roku 2015 výkonově zajištěna, a v případě zprovoznění nového hnědouhelného bloku v Ledvicích v roce 2013 (které je vysoce pravděpodobné) je z výkonového hlediska dimenzována tak, že vykazuje přebytky, které dovolují exporty elektřiny.

•

Exportní schopnost ES ČR je však postupně omezována nedostatkem tuzemského hnědého uhlí, a proto očekávaný objem exportního salda elektřiny každoročně klesá, z 10,01 TWh v roce 2010 až na hodnotu 4,67 TWh pro rok 2015, což je pokles o více jak 53 %.

•

Dosažená spolehlivost výkonové bilance je v prvních třech letech vlivem exportovaných objemů elektřiny mírně horší, než je požadovaná racionální hodnota spolehlivosti. Naproti tomu od roku 2013 je dosažená spolehlivost lepší, a to na základě nutnosti snížit exporty elektřiny z důvodu očekávaného nedostatku hnědého uhlí.

•

Možnosti těžby hnědého uhlí jsou již od počátku limitujícím faktorem výroby elektřiny. Až do roku 2012 se dlouhodobě projevuje mírný pokles v ročních těžbách hnědého uhlí. V případě prolomení ÚEL pokračuje tento pokles těžeb ve stejném tempu. Naproti tomu u varianty s neprolomením ÚEL dochází od roku 2014 k výraznějšímu poklesu těžeb, který vede k citelnému omezení výroby.

•

Provozovatelnost soustavy (podpůrné služby) lze přes dílčí nárůst potřeb zajistit. V provozu zdrojů při pokrývání diagramu zatížení a predikovaného salda se nevyskytují prakticky žádné anomálie (odhlédneme-li od mimořádných stavů mezistátních výměn ovlivněných hlavně excesy výroby v přímořských VTE).

•

Vývoj velikostí, tvarů a směrů přeshraničních obchodních toků (salda) ČR i okolních zemí je těsně svázán s bilancemi výkonu a výroby příslušných propojených soustav a s očekávanými cenami elektřiny v nich. Na cenový vývoj v jednotlivých ES, včetně české, má též vliv obchodování s povolenkami na produkci CO2.

•

Budou se nadále uplatňovat převažující směry exportů a tranzitů s tím, že budou více kolísat přetoky na Německo, porostou výměny na Slovensko a Balkán, tranzitní charakter přenosů z Polska se bude snižovat.

•

Vývoj objemů základních druhů emisí vznikajících při výrobě elektřiny a dodávkového tepla vykazuje v prvních pěti letech největší pokles za celé sledované období. Tento pokles je způsoben jednak omezením vývozu elektřiny, odráží ale také zlepšení technických parametrů retrofitovaných a nových zdrojů.

•

Elektrické sítě 110 kV, 220 kV a 400 kV v podrobně analyzovaných režimech zimního maxima zatížení v časových horizontech roku 2010 a 2015 vyhovují stanoveným technickým kritériím provozu. Podmínkou je vybudování již dnes připravovaného posilování PS, transformační vazby i sítí 110 kV. Očekávané provozní režimy sítí v základních schématech zapojení, se zahrnutím připravovaného rozvoje a předpokládaného nasazení zdrojové základny, lze považovat za technicky zvládnutelné a splňující požadavky spolehlivého zásobování.

•

Ve střednědobém rozvoji elektrických sítí se projeví také vliv připravovaných obnovitelných zdrojů, především větrných elektráren, jejichž značný nárůst v ES ČR se očekává v nejbližším období. Vliv nově plánovaných větrných elektráren může v řadě hledisek působit technické obtíže jak lokálního, tak nově již i soustavového charakteru.

Střednědobý rozvoj vychází ze současného stavu ES za předpokladu realizace již připravovaných projektů velkých investičních akcí. Je možné jej charakterizovat přetrvávajícím dostatkem zdrojů, exportním, i když klesajícím charakterem salda, dostatečnou provozní spolehlivostí, již nastávajícími omezeními v těžbě uhlí a sníženým objemem emisí.

strana 198

únor 2009

Závěrečné hodnocení možnosti dosažení rovnováhy mezi nabídkou a poptávkou elektřiny

9

Dlouhodobý výhled (do roku 2040) •

Pro dlouhodobý časový horizont jsou v oblasti predikcí poptávky po elektřině v rámci ES ČR za výchozí považovány zejména následující předpoklady: pozvolný další mírný odklon od energeticky náročných průmyslových odvětví, úspory dané zejména vlivem technologického rozvoje, postupné přiblížení se hodnoty spotřeby vztažené na obyvatele průměru EU.

•

Dlouhodobá predikce poptávky po elektřině předpokládá dle referenčního scénáře mezi roky 2007 a 2040 navýšení o přibližně 32 %.

•

V souladu se státní energetickou koncepcí o nezávislosti na dovozech nebylo počítáno s velkými importy elektřiny pro pokrytí základního pásma diagramu zatížení ES ČR. Výkonové poměry soustavy a potřeba nového výkonu v jednotlivých letech byly určeny pravděpodobnostními výpočty tak, aby splňovaly racionální úroveň spolehlivosti.

•

Navržené rozvojové varianty výrobní základny ES ČR akceptují reálně možné výrobní jednotky s reálně podloženými parametry a počítají s pozitivním vývojem ekonomických i ekologických parametrů nových jednotek.

•

Rozvoj ES ČR byl řešen ve třech variantách. První je označena jako Varianta jaderná A (JA), charakterizovaná především zprovozněním nového jaderného zdroje v roce 2026, dalšího jaderného zdroje v roce 2038 a dále vyšším využitím tuzemských zdrojů paliv. Jako druhá byla analyzována Varianta jaderná B (JB), pro kterou je charakteristický dřívější náběh prvního nového jaderného zdroje, a to již v roce 2021, dalšího jaderného zdroje v roce 2038, dále pak omezení využití tuzemských zdrojů paliv a prodloužení provozu některých stávajících hnědouhelných zdrojů. Třetí v pořadí byla zpracována Varianta klasická (K), ve které je rozvoj soustavy řešen zdroji spalujícími fosilní paliva (zemní plyn a černé uhlí), předpokládá vyšší využití tuzemských zdrojů paliv a odsouvá rozvoj jaderné energetiky až k roku 2038.

•

Očekávaná spolehlivost ES ve všech třech navrhovaných variantách rozvoje výrobní základny v perspektivě do roku 2040 koresponduje s požadavkem na racionální hodnotu spolehlivosti vyjádřenou ukazatelem LOLE.

•

Provozovatelnost soustavy se s ohledem na nárůst potřeb PpS, vyvolávaný především OZE, zhoršuje a vyžaduje nová řešení. Ta mohou být tradiční (další PVE) nebo netradiční (vodík, baterie apod.). Tím by došlo rovněž ke zlepšení provozu zdrojů, který vykazuje stále častější anomálie, především časté změny výkonu a nehospodárný provoz.

•

Ve všech navrhovaných rozvojových variantách je zajištěna jak energetická, tak výkonová rovnováha mezi výrobou a očekávanou poptávkou po elektřině, která však není ve všech případech dostatečně kryta palivy.

•

Limitujícím faktorem jsou možnosti těžby hnědého uhlí. Do roku 2018 lze zajistit palivové krytí tuzemské poptávky po elektřině (při klesajících exportech elektřiny) ve všech rozvojových variantách (s drobnými rozdíly) i při zachování ÚEL. Počínaje rokem 2019 již nikoliv, a to ani při nulovém exportu. Situaci by bylo nutno řešit prolomením limitů anebo přechodem části teplárenství (včetně závodní energetiky) na jiné palivo již v tomto roce.

•

V případě neprolomení limitů by masivní proces tohoto přechodu musel pokračovat až do roku 2025, pak by těžba zůstala neměnná zhruba do roku 2034. Vynucený přechod na jiné palivo, který by musel probíhat postupně po celou dobu poklesu těžby, by se týkal většiny teplárenství. Od roku 2035 možnosti těžby v případě neprolomení ÚEL znovu výrazně klesají v důsledku ukončení těžby na lomu Bílina. Situace za tímto rokem je řešitelná pouze v případě uspíšení zprovoznění nového jaderného bloku a současného přechodu zbývající

únor 2009

strana 199

9

Závěrečné hodnocení možnosti dosažení rovnováhy mezi nabídkou a poptávkou elektřiny

části teplárenství na jiné palivo. Snížení potřebné rychlosti přechodu na jiná paliva lze dosáhnout nejlépe u varianty JB (dřívější zprovoznění jaderného bloku, menší počet hnědouhelných bloků 660 MW). •

V případě prolomení limitů na rozhodujících lokalitách, tj. na lomech ČSA a Bílina, lze považovat obě jaderné varianty za zabezpečené palivem až do roku 2032. V případě varianty klasické by soustava měla problémy již po roce 2025. Uvolnění limitů na Sokolovsku, které by bylo částečným řešením, totiž není pravděpodobné, navíc neposkytuje takové prodloužení těžby, které by zakládalo prostor pro novou generaci elektráren. Za rokem 2032 je proto ve všech variantách nutný částečný přechod teplárenství na jiná paliva a vhodné by bylo i uspíšit zprovoznění nového jaderného bloku.

•

Naléhavým požadavkem dnešní doby, kdy se světová, ale i česká ekonomika potýká s hospodářskou recesí, je politické rozhodnutí o zachování či prolomení ÚEL na HU, které by napomohlo investorům v energetice při rozhodování o charakteru nových zdrojů. Na základě výpočtů a analýz se prolomení ÚEL doporučuje.

•

Zpracovatelé doporučují při prolomení limitů na rozhodujících lokalitách (ČSA a Bílina) variantu jadernou A a v případě neprolomení pak variantu jadernou B, která bude však i tak vyžadovat drastická opatření na straně teplárenství a závodní energetiky. Zde by se muselo postupně změnit palivo prakticky pro celý tento výrobní sektor, což se ze současného pohledu zdá téměř nereálné.

•

Přechod řady stávajících tepelných zdrojů na jiné palivo ovšem vyžaduje vhodnou volbu náhradního paliva. Tím mohou být dovozové černé uhlí nebo zemní plyn, případně v tuzemsku produkovaná biomasa. Náhrada paliva by v případě neprolomení limitů byla nutná u zdrojů s instalovaným elektrickým výkonem asi 2 500 MW, přičemž současně jde o zdroje s výraznou produkcí tepla.

•

Využití zemního plynu jako náhradního paliva pro teplárenské a závodní zdroje by vyžadovalo jak zajištění příslušného objemu plynu na zahraničních trzích, tak přestavbu technologie (záměna klasického uspořádání kotel-parní turbína za paroplynový cyklus). V teplárenství by mohlo jít doslova o likvidační proces, protože pro mnohé subjekty odebírající dnes dálkové teplo by se mohlo stát ekonomicky výhodnějším vyrábět teplo z plynu vlastními prostředky.

•

Extrémní nárůst spotřeby plynu jeho využíváním v teplárenství, které má výrazný letní proval ve své výrobě, by vyžadoval i další investice do plynárenství, neboť odpovídající roční průběh odběru plynu by mohl být vykryt především za využití zásobníků. Jejich kapacita v ČR je dnes ve srovnání s ostatní Evropou spíše nadprůměrná, ale na tak velkou změnu ve využívání plynu by zřejmě nestačila a bylo by nutno vybudovat další zásobníky.

•

Dopady provozu ES ČR na životní prostředí v oblasti produkce emisí mají ve všech rozvojových variantách převážně ustálený charakter, jen s výraznějšími poklesy vždy od roku instalace nového jaderného bloku, tj. v roce 2026 u varianty jaderné A, 2021 u varianty jaderné B a u všech variant rozvoje v roce 2038.

•

Podle provedených analýz provozu ES v perspektivě je předběžný cíl ČR na stanovený podíl OZE k roku 2020 jen obtížně splnitelný.

•

Očekávané množství OZE, zejména zdrojů fotovoltaických a větrných, je ve výhledu v ES ČR již výkonově významné. Naproti tomu na energetické bilanci se OZE podílí poměrně málo, přesto vyvolávají potřebu řešení negativních vlivů na provoz ES. Přitom připomeňme, že se počítalo s množstvím, které je oproti jiným studiím a scénářům, např. dle MŽP, ještě poměrně realistické.

strana 200

únor 2009

Závěrečné hodnocení možnosti dosažení rovnováhy mezi nabídkou a poptávkou elektřiny

9

•

Rozvoj OZE jako rozptýlených zdrojů v síti vyžaduje v perspektivě větší investiční podporu distribučních sítí včetně sítí 110 kV a transformační vazby PS/110 kV.

•

V rámci analýzy variant bylo provedeno i ekonomické vyhodnocení, na jehož podkladě lze konstatovat, že z ekonomického hlediska mezi variantami nejsou výrazné rozdíly. Z hlediska celkových investic do nových zdrojů za celé období 2010 až 2040 jsou varianty srovnatelné, ale výraznější rozdíly existují v časovém rozložení investic. Klasická varianta odsouvá potřebu masivních investic do nových výrobních jednotek až k roku 2030, zatímco u jaderných variant jsou nutné vyšší investice již po roce 2013. Z hlediska výrobních nákladů, resp. možných dopadů na cenu elektřiny, jsou výsledky hodnocení citlivé na očekávanou cenu emisních povolenek, resp. na náklady technologií zachycování CO2. Z hlediska ekonomických rizik lze považovat za méně rizikové varianty jaderné.

•

Na základě posouzení koncepce rozvoje a hlavních investičních záměrů provozovatelů sítí a na základě výsledků modelových výpočtů a zpracovaných analýz lze konstatovat, že elektrické sítě 400, 220 a 110 kV v ES ČR jsou jako celek schopny zajistit služby, které od nich budou ve střednědobé a dlouhodobé perspektivě požadovány. To platí jak ve vztahu k očekávanému trendu vývoje spotřeby (zatížení), tak ve vztahu k analyzovaným variantám připravované obnovy a výstavby nových zdrojů, a to za předpokladu posilování a výstavby nových prvků v přenosové síti (PS) i v sítích 110 kV.

•

V závislosti na přijaté variantě rozvoje zdrojové základny je připravovaný rozvoj PS schopen zajistit spolehlivé vyvedení nových a obnovovaných zdrojů do soustavy. K tomu směřuje připravované posilování PS v oblasti severozápadních Čech především pro variantu rozvoje klasických elektráren. Výstavba nových jaderných bloků vyžaduje výrazné posílení sítě 400 kV z důvodů zajištění spolehlivého vyvedení těchto zdrojů do PS.

•

Zabezpečení zvýšených požadavků na zásobování velkých nových odběrů především v oblasti severní Moravy, v oblasti hlavního města Prahy a středočeského regionu, i v dalších lokalitách vyvolává potřebu trvalého posilování transformačního výkonu a rozvoje sítí na úrovni všech napěťových hladin.

•

Trvalý rozvoj a nárůst mezistátních výměn elektřiny vede k potřebě posilování mezistátních vedení. V současné době byla posílena přenosová schopnost přeshraničního profilu PS na Rakousko. V dlouhodobé perspektivě se připravuje posilování profilů na Německo a na Slovensko.

•

Rozvoji transformační vazby mezi sítěmi PS a 110 kV je trvale věnována zvýšená pozornost všech provozovatelů sítí. Rozvoj transformační vazby na nejbližší období (do roku 2015) je prakticky stanoven - jedná se o výstavbu nových rozvoden 400 kV Chotějovice a Kletné a vybudování přímé transformace 400/110 kV v Prosenicích. Dále se připravuje posilování transformačního výkonu ve stávajících rozvodnách 400/110 kV. Ve vzdálenějších časových horizontech se připravuje výstavba dalších transformačních stanic 400/110 kV v lokalitách Praha sever, Vítkov, Vernéřov a Rohatec.

Dlouhodobý rozvoj ES ČR navazuje na invariantní řešení situace ES ČR ve střednědobém období. Vzhledem k nejednoznačnému vývoji základních rozvojových parametrů je řešen variantním způsobem na základě potřeb ES ČR. Po roce 2017 vzniká velká potřeba výstavby nových zdrojů. Při volbě strategie jejich výstavby se rozhodujícím způsobem projevují omezení v oblasti primárních zdrojů, v oblasti sítí se omezujícím prvkem stává projednávání a budování nových liniových tras. Rostoucí zastoupení OZE klade na provoz ES nové větší požadavky.

únor 2009

strana 201

9

Závěrečné hodnocení možnosti dosažení rovnováhy mezi nabídkou a poptávkou elektřiny

Koncepční doporučení Na základě provedených analýz jsou dále shrnuta doporučení, související s koncepčními činnostmi při zajištění střednědobého i dlouhodobého rozvoje ES ČR v kvalitě, zabezpečující vyrovnanou energetickou bilanci ČR a strategickou bezpečnost dodávky elektřiny z tohoto dlouhodobého pohledu: •

Na úrovní decizní sféry vytvářet všestranné (technické, ekonomické, politické, legislativní) podmínky pro výstavbu nových zdrojů v ES ČR tak, aby i v komplikovaných situacích očekávaného vývoje spotřeby, disponibility primárních zdrojů a možných dalších omezujících faktorů byl zajištěn dostatek zdrojů pro udržení soběstačnosti a přijatelného fungování trhu.

•

Doporučuje se podpora urychleného rozhodnutí o další výstavbě jaderných zdrojů.

•

Pro udržení nezávislosti na masivních dovozech uhlí a pro udržení funkčního teplárenství i významné role závodních elektráren se doporučuje „prolomení“ územních ekologických limitů těžby hnědého uhlí na rozhodujících lokalitách (lomech ČSA a Bílina).

•

Doporučuje se orientovat uplatnění plynových jednotek především do oblastí kombinované výroby, zajištění regulačních potřeb soustavy a oblastí s výraznými požadavky na snížení lokálního emisního zatížení.

•

Nedoporučuje se však výrazná orientace výstavby nových zdrojů na plynové jednotky z důvodu strategických (výrazná závislost na dovozech, možná omezení přepravních tras) a ekonomických (nepředvídatelné kolísání cen této komodity).

•

Doporučuje se podporovat další rozvoj OZE v ES ČR. Tato podpora však musí, kromě zdůraznění společenských přínosů, nově obsahovat i definici technických a ekonomických faktorů a stanovení přijatelného podílu a struktury OZE v ES ČR v závislosti na reálných přírodních podmínkách a možnostech elektrizační soustavy. Do tohoto podílu je doporučována podpora OZE, nad tuto mez je třeba již zvážit celkové přínosy a dopady této podpory.

•

Pro překonání v současnosti výrazného omezení pro výstavbu nových liniových prvků je doporučováno na úrovni decizní sféry dopracování postupů pro podporu a umožnění výstavby takové infrastruktury, která ovlivňuje bezpečnost a spolehlivost provozu sítí.

•

Z hlediska postupné integrace jednotlivých ES do společného evropského trhu je nutná a doporučuje se podpora konsensuálních řešení jak pro zabezpečení provozu propojených ES (koordinace řízení, předcházení poruchám, sjednocení tarifů za přenosy), tak i pro vybudování nezbytných nových propojovacích prvků.

I přes celkové otevření trhu pro všechny zákazníky a přenechání mnoha procesů v energetice na tržních principech se ukazuje, že z hlediska dlouhodobého rozvoje, udržení alespoň jisté míry koncepčnosti rozvoje i zabezpečení principů SEK je nutné posílit další možnosti státního ovlivňování a regulace v oblasti energetiky. Prostředkem k zajištění udržitelného, bezpečného a konkurenceschopného vývoje ES ČR je i předkládaná „Očekávaná dlouhodobá rovnováha mezi nabídkou a poptávkou elektřiny“.

strana 202

únor 2009

Operátor trhu s elektřinou, a. s. Generální ředitel:

Ing. Jiří Šťastný

Odpovědný pracovník: Ing. Igor Chemišinec, Ph.D. Sokolovská 192/79, 186 00 Praha 8 - Karlín, +420 296 579 160, [email protected], www.ote-cr.cz

EGÚ Brno, a. s., Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy Ředitel společnosti: Ředitel sekce:

Ing. Zdeněk Špaček, CSc. Ing. Jiří Ptáček, Ph.D.

Odpovědný pracovník: Ing. Zdeněk Nuzík, Ing. Petr Modlitba, CSc. Zpracovali:

Ing. Jiří Jež, CSc., Ing. Pavel Liedermann, Ing. Jan Toufar, Ing. Ivan Vinařický, Ing. Vladimír Pištělák, Ing. Petr Čambala, Ing. Tomáš Mendl, Ph.D., Ing. Milan Krátký, Ph.D., Ing. Michal Macenauer, Ph.D., Ing. Oldřich Muselík, CSc. a kolektiv sekce 0100

Hudcova 487/76a, 612 48 Brno - Medlánky, +420 541 511 613, [email protected], www.egubrno.cz

© 2009 Operátor trhu s elektřinou, a. s. Zpracovatel studie: EGÚ Brno, a. s. - Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy