Česká energetika je o elektrárnách na zimu
Českou energetiku je třeba budovat na zimu. Spotřeba plynu je v zimě až šestkrát vyšší než v létě, spotřeba elektřiny vzroste v zimě skoro na dvojnásobek. Plyn slouží jako hlavní surovina k vytápění, naopak elektřina se za tímto účelem využívá spíš doplňkově, například k přitápění. A to i ve firmách.
Když se podíváme na denní spotřebu plynu v loňském roce, pak poměr mezi nejvyšší spotřebou a nejnižší je 6,2 : 1. Maximální spotřeba nastala 11. ledna a činila 44 045 tis. m3, nejnižší červencová denní spotřeba dosáhla pouhých 7 090 tis. m3. U elektřiny je to přibližně 2:1. Největší denní spotřeba elektřiny byla 14. prosince, a to 251 780 MWh, nejnižší pak 7. srpna, kdy činila celkem 137 172 MWh.
Energetiku v našich zeměpisných šířkách je třeba dimenzovat právě na zimní špičkovou spotřebu. Často můžeme být ohromeni, jaký výkon lze postavit v solárních elektrárnách, v násobcích výkonu jaderných elektráren. Podstatné ale je, kolik vyrobí v zimě, kdy je spotřeba největší. Fotovoltaiky musíme stavět všude, kde to jde, je to čistý domácí zdroj. Ale vyrábí hlavně přes léto a elektřinu z léta zatím neumíme schovat na zimu. A to je stále problém energetiky.
Zásadním ukazatelem energetické bezpečnosti České republiky je zajištění dostatečných zdrojů právě na zimu. V případě plynu nám pomáhají zásobníky, v případě elektřiny musíme hledat řiditelné elektrárny. Určitě to jsou jaderky, vodní elektrárny, uhelné a plynové zdroje. V zimě i spolehlivě fouká, ale větrné elektrárny u nás stále čelí nedůvěře a jejich povolovací proces je zdlouhavý. Navíc v mrazivé zimní noci stejně obvykle nefouká. Povětšinou tuto funkci nezbytných doplňkových elektráren plní v zahraničí a v našich zeměpisných šířkách plynové elektrárny, z části ještě i uhelné elektrárny. Nevyplatí se však postavit elektrárnu, která běží jen pár dní v roce, to trh nezaplatí. To už si ve většině zemí uvědomili a zavádí podporu takovýmto zdrojům. V Německu dostávají provozovatelé ze strany státu zaplaceno, že udržují elektrárnu pouze pro případ potřeby pár dní v zimě.
Emisní povolenky a trh do 5 let povedou k tomu, že se nevyplatí firmám provozovat uhelné elektrárny a zavřou je. Je to tak správně, je třeba pohnout s ochranou klimatu směrem k bezemisní energetice. Problém ale je, že ještě pár let bychom uhelné zdroje na pár dní v zimě potřebovali, ale kdo je bude platit a udržovat v provozuschopném stavu jen na pár dní? Nemáme systém kapacitních plateb jako Francouzi, Britové, Poláci nebo jeho obdobu jako Němci.Když necháme vše spokojeně běžet, tak nám za pár let bude horko. Tedy zima. Ne tak zcela, s pomocí zahraničí zřejmě vše zvládneme, ale už nebudeme mít domácí bezpečnost dodávky. Francouzi, Britové, Němci toto už vědí.
Mohlo by vás zajímat:
Jelikož obnovitelné zdroje produkují tak strašně “levnou” elektřinu až se udotujeme mimo cenu komodity k smrti, bude nutné ČEZu taky poskytnout na stojící plynové elektrárny nějaké dotace. K tomu vám dopomáhej americký FreedomGas.
Jakým způsobem zajistí kapacitní platby elektrárnám, které fungují jen když nejsou vhodné podmínky pro OZE, levnou energii? Proč se budují paralelní energetické soustavy?
Nerozumím této energetické koncepci.
Dotují se občasné zdroje, aby se musely dotovat stabilní, aby nemusely jet stabilně.
V konečném důsledku se investuje několikanásobek na zajištění potřebného výkonu. A konečný efekt pro životní prostředí je minimální.
nasi progresivci sa drzia toho osvedceneho: Ak to nejde silou, treba pouzit este vacsiu silu, ze Vaneckove, veseli a podobni radoby energetici?
Se vším souhlasím ,ale ne z tou poslední větou. Přece když máte uhelnou el. jen pro 3 měsíce v roce je to lepší než v ní pálit uhlí celý rok ? Protože nemáte solární panely na střechách.
Dokážete si představit náklady na zdroj, který jede jen čtvrt roku, vy ho máte udržovat v pohotovostním stavu a držet a platit po celou dobu personál, který je nezbytný k jeho provozování?
Klasická elektrárna je podnik, kde každý den pracují stovky lidí, nemůžete jim dávat peníze za nic, nebo to můžete dělat, ale pak se nesmíte divit nad cenou vyúčtování vámi odebrané elektřiny.
Pro spoustu tepelných elektráren je to normální provozní režim. Jestli s tímhle provozním módem mají nějaké elektrárny problém, budou si muset najmout někoho, kdo jim ten problém vyřeší nebo jít od válu.
A to si přesně nemůžeme dovolit, aby šly "od válu", když za ně nemáme náhradu. Proto taky ty kapacitní mechanismy existují.
Pro které třeba? Mimo paroplynu v Počeradech žádnou takovou neznám. A to je ještě elektrárna, která pokrývá špičky, nebo vyrábí v době, kdy je to ekonomicky výhodné. Žádná jiná, natož uhelná, nestojí tři čtvrtě roku, aby pak mohla čtvrt roku jet.
Uhelné elektrárny v ČR vyrobily od 1.1. - 18.8.2023 = 15,9 TWh (za stejné období v roce 2022 to bylo 20,1 TWh to je pokles 20%, tzn. že proti loňskému roku se nespálilo 4 miliony tun uhlí). Uhelné elektrárny se blíží ke svému konci, a v celé EU rychle klesá výroba z nich: meziroční pokles je -30%. Podíl na vyrobené EE z uhelných elektráren už klesl na 13% (loni 17%).
hlpb Když jste tak chytrý a informovaný, pak určitě znáte důvod poklesu. Určitě to není proto, protože by OZE tržně klasické zdroje převálcovaly.
Blaha nas zavalil cislami, ktorym … nerozumie.
Typický cherry-picking. V celé EU ten meziroční pokles následuje po dvou předchozích meziročních nárůstech, za první pololetí roku 2023 se v nich vyrobilo vyrobilo pořád víc než v prvním pololetí roku 2020.
Kdyby snižování výroby z uhlí pokračovalo lineárním trendem stejně jako dosud od roku 2015, došlo by k úplnému odchodu od uhlí kolem roku 2035, to nevím jestli považujete za "rychlý pokles".
Ale ano dokážu docela dobře zabýval jsem se výpočty variabilních a fixních nákladů elektráren asi půl roku. A samozřejmě máte pravdu , že náklady na takový provoz elektráren zaplatí v konečném důsledku spotřebitel v ceně elektřiny. Na druhou stranu pokud bude elektrárna odstavená na půl roku pak nebude mít plné fixní náklady velká část lidí může mít dvoje smlouvy 6 měsíců na elektrárně a 6 měsíců mohou třeba pracovat na budování sítí. Celkově samozřejmě elektřina produkovaná v takové elektrárně zdraží a zaplatí to spotřebitel. Ono to ovšem nejde udělat jinak i kdybyste přešel na jádro tak by pro část jaderek taky nebyl v létě odběr, to že Francie funguje dobře je dáno tím že oni přes léto exportují jenže s rozvojem FVE nebude za pár let kam. Všichni budou mít velké přebytky v zimě bude nedostatek.
Možná vás to překvapí, ale těch byznysů které jedou v sezóním režimu je právě docela dost, kromě zmíněných tepláren třeba zemědělství nebo rekreace.
Možná vás to překvapí, ale teplárny vyrábějí teplo i elektřinu celoročně.
problem nastane u uhelnych elektraren, nebot pokud je delsi dobu mimo provoz dochazi k silne korozi kotle. Vyhodou je, ze se to projevi azza nejakou dobu a ne ihned. Proto se o tomto problemu nepise a nemluvi. Za 4-6 let pri zalohovem rezimu musite nakladne opravovat casti kotlu. Bohuzel odstaveny a zakonzervovany kotel nejde zbavit vnitrni vlhkosti ze100%. Technicky stav za cas odepise i uhelne zalohy.
Ty vaše stabilní zdroje jsou super ve všech ohledech vyjma toho, že jejich stabilní provoz povede k tomu, že se na této planetě upečeme zaživa...
Možná vás to překvapí, ale existují stabilní zdroje, které nevedou "k tomu, že se na této planetě upečeme zaživa", takže nelze házet všechny stabilní zdroje do jednoho pytle.
Pak se tyhle náklady na udržování rezervy projeví v systémové složce elektřiny. Elektřina na trhu bude díky OZE levnější a levnější, vyjma momentů kdy nebude, to se pak zvrhne a fixní složka ve které jsou náklady za přenos, regulaci, akumulaci a podobně bude dražší a dražší. Naakumulovat energii jen pro jediný chladnější den v ČR je bez záloh na uhlí a plyn v podstatě technicky nemožné. Zapomeňte na akumulátory, precerpavacky, biomasu, pořád je to řádově mimo.
Pořád si myslím že do pár let bude cena elektřiny v zimě proti letu zhruba trojnásobná. Je to začarovaný kruh. V zimě kdy bude elektřiny relativně nedostatek a bude dráha tak máme k vytápění využívat tepelná čerpadla. A v létě bude elektřiny přebytek a proto se budou odstavovat stabilní zdroje což bude ještě prodražovat jejich ekonomickou výnosnost. Pokud celková cena elektřiny půjde v létě nahoru tak si ji firmy s větší spotřebu budou snažit vyrábět pro svou spotřebu samy což ještě zvýší její letní přebytky a ještě víc zdraží cenu na zimu.
To jsem tady popisoval jiz pred lety, ze bude obdobi levneho proudu v letnich mesicich a draheho v zimnich mesivich.
Pro místní "to nejde" experty data za ČR, 2022, průměrný koeficient využití:
hnědouhelné elektrárny - 48,6%
černouhelné elektrárny - 25,7%
plynové elektrárny - 48,8%
Očividně spousta elektráren už dnes jede v režimu výroby jen pár měsíců v roce.
Využití 48,6 % a 48,8 % není "jen pár měsíců v roce" a jedinou černouhelnou elektrárnu v Dětmarovicích plánuje ČEZ v nejbližší době odstavit. Nebýt plynové krize, už by odstavená byla, jen díky krizi to o něco odložil. Takže díky za potvrzení že bez kapacitních plateb opravdu dlouhodobě elektrárny "jen pár měsíců v roce" provozovat nejde, ani ty již odepsané, natož investovat do nových, "místní experte".
Vzhledem k existenci hnědouhelných elektráren, které jedou v režimu "pokud to jde, vyrábím pořád a naplno", tj. >80% koeficient využití, musí taky existovat úměrné množství hnědouhelných elektráren, které mají koeficient využití o hodně nižší než je oněch průměrných 48,6%. Experte.
Kapacitní platby jsou jedním z možných, nikoli jediným řešením problému dostatku pružného výkonu.
A, upřímně, než držet kapacitními platbami naživu hnědouhelné molochy, kteří by většinu času zabíraly v síti místo, aby vyráběly těch pár týdnů nebo měsíců v roce, kdy se opravdu hodí je mít, to ať se radši zavřou a dají se prachy nějaké opravdové pružné výrobě.
1) A to jsou podle vás konkrétně které, experte? Které hnědouhelné elektrárny mají u nás >80% koeficient využití a které jedou "jen pár měsíců v roce"? Stačí se podívat do dat výroby hnědouhelných elektráren, aby bylo na první pohled vidět, že žádná taková neexistuje, stejně jako neexistuje žádná co jede jen pár měsíců v roce a že vy si opět jen vymýšlíte.
2) Řeč nebyla o "řešení problému dostatku pružného výkonu" ale o možnosti dlouhodobého provozování elektráren "jen pár měsíců v roce".
3) Až tu nějaká "opravdová pružná výroba" o potřebné kapacitě bude, pak se jí může za tu kapacitu platit místo těch hnědouhelných elektráren. Do té doby sněte dál.
Dobrý den,
Ano jsou takové, které mají statisticky výrazně nižší koeficient využití, ideálně nula. Např. špičkovací elektrárny pro regulaci sítě a záložní elektrárny v teplé a studené záloze pro případ náhlého odpadnutí velkého zdroje nebo segmentu sítě. Tyto elektrárny opravdu toho moc nevyrobí (v ideálním případě), přesto jsou naprosto nezbytné pro spolehlivý a kvalitní provoz sítě.
A žádná FVE ani VTE ani baterie je fakt, ale fakt nenahradí a vody v ČR tolik opravdu nemáme.
Heil Gréta!
Brave New World!
K Zemi Hleď!
Tak vidíte, že existují. A tuhle užitečnou funkcí jim nikdo nebere. Právě fungování jako studená záloha a jako sezónní zdroj pro ně bude poslední útočiště.
A nedělejte si iluze, baterie mají podstatně lepší technické parametry pro regulaci sítě než by parní elektrárny mohly kdy mít. To samé platí pro reakci na výpadek segmentu sítě.
Dobrý den,
Máte vůbec sebemenší představu o jakých výkonech a jakých časech udržení (tím řečeno kapacitách) se v ten moment bavíme? A když by jste ze sítě vyřadil řiditelné zdroje schopné dodávek v řádu týdnů, na kolik by ty časy a tím kapacity narostly?
Teď se bavíme o záložních a regulačních zdrojích úhrně pro ČR v nižších jednotkách GW a časech kontinuálního běhu v případě problému v řádech minimálně jednotek dnů. Za tu dobu se musí problém vyřešit - nastartovat ze studena zdroje o dostatečném výkonu a schopné běhu týdny, či provizorně opravit/vyřešit klíčovou rozvodnu v závadě. Kdyby jste vyřadil řiditelné zdroje schopné dlouhodobých dodávek a zůstaly by vám jen ty občasné zdroje + voda + zbytek pod 10% jak tu pro to horujete, tak se budeme v zimní inverzi bavit o jednotkách týdnů a cca 8GW. A jak a kdy takovou farmu baterek nabít a udržovat - jen pro potřeby ČR? Nemluvě o dalších technických problémech ve velké síti bez tvrdých točivých zdrojů.
Jasně pane Veselý, hlavně se na to dívat správně politicky. Technika a kupecké počty jsou podvratná imperialistická dezinformace, kterou je třeba zavrhnout a dívat se na to správně, nově, gretrénisticky. Zelenou revoluci si rozvracet kontrarevolucionáři nedáme!
Heil Gréta!
K Zemi Hleď!
To zase místní environmentální inženýr napsal hloupost...
Naše uhelné elektrárny zpravidla v rámci jedné elektrárny mají několik bloků, Počerady 5 bloků, Tušimice, Chvaletice 4 bloky, Prunéřov 3 bloky.
Výroba těchto elektráren se řídí požadavky sítě, plánovanými BO a GO.
Případné celozávodní odstávky bývají na nezbytně nutnou a krátkou dobu.
Rozhodně neplatí stav, kdyby zejména hnědouhelná elektrárna byla na polovinu roku odstavená.
Moje vysvětlení je, že část hnědouhelných elektráren jede (mimo odstávky) pořád, jiné jedou hodně málo. Máte nějaké lepší?
Mám. Dlouhodobě sledovat grafy Energostat zde, ČEPS, Fraunhofer (Blockscharf), EEX Transparency nebo Agora. Uvidíte, kdy jede co v základu a co reguluje, a že důvody jsou různé, zpravidla okamžitě ocenitelné ale kvůli politice nepříliš předvídatelné. Šetří si teď Němci zvýšenými dovozy povolenky na zimu, nebo ostatní sází na to, že v prosinci zaplatíme libovolnou cenu?
V Británii měli takový energetický regulační oříšek, souvisel s tradicí čaje o páté a nástupu rychlovarných konvic, synchronizoval to ještě pořad v TV se stejným názvem a každý chtěl mít čaj na pátou připraven. V síti vznikala obrovská krátkodobá špička a opravdová výzva pro regulaci, vyřešena byla špičkovými zdroji a časováním hdo. Podobné regulační výzvy vnáší do sítí občasné zdroje energie zcela závislé na počasí a ignorující aktuální zatížení sítě a ne jen jednou denně v přesně stanovený čas.
p.s.: už zdejší "odborníci" zjistili proč stojí na hranicích s Německem trafostanice?
Ale metoda sezónní akumulace energie dnes již existuje! Pomocí letních přebytků elektrické energie vyrobit vodík (z vody pomocí elektrolyzérů), za přítomnosti vhodného katalyzátoru nechat vodík reagovat s oxidem uhličitým (získaným z chemického průmyslu) na metan a ten pak skladovat společně se zemním plynem v klasických zásobnících na zemní plyn ...
Ano má to pár much:
potřebu (udržby) P2G, který je ale využit je čas od času;
zásobníky na plyn, kde se to skladuje;
potřebu (udržby) šičkové plynové elektrárny.
S účinností celého procesu 20%, pokud to půjde dobře...
Celé je to v součtu velmi, velmi drahé.
Třeba někdo doplní odhad ceny jedné takovéto MWh...
Kromě toho že je to technicky složité, energeticky mimořádně ztrátové a "velmi, velmi drahé", to má ještě takovou "drobnou" nevýhodu, že ten oxid uhličitý získaný z chemického průmyslu nakonec po spálení tohoto tzv. "ENG" skončí v ovzduší, čemuž se právě snažíme zabránit. Kdyby to vypouštění CO2 nevadilo, mohli bychom dál používat LNG za zhruba desetinovou cenu než tento ENG.
Nad tímto jsem už uvažoval, technicky to není takový problém, můžeme ten C brát z CO2, které vypouští provoz na Biomasu (teplárna?) nebo technicky filtrovat ze vzduchu (i když to by bylo zbytečně drahé). Také jej lze brát z provozu, který spaluje takto vyrobený plyn (tedy cyklit ho dokolečka).
Ano zajímavý návrh elektrárny je třeba tento https://www.technickytydenik.cz/rubriky/energetika-teplo/jak-postavit-elektrarnu-na-co2_44574.html
Vycházel jsem ze "skladovat společně se zemním plynem v klasických zásobnících na zemní plyn", pak nad tím uhlíkem kontrolu ztrácíme a v té atmosféře skončí jako uhlík ze zemního plynu. Pokud by se využil v nějakém uzavřeném chemickém procesu, je to něco jiného a zůstávají jen ty ostatní nevýhody...
Komentáře v diskuzi mohou pouze přihlášení uživatelé. Pokud ještě účet nemáte, je možné si jej vytvořit na stránce registrace. Pokud již účet máte, přihlaste se do něj níže.
V uživatelské sekci pak můžete najít poslední vaše komentáře.
Přihlásit se