RECAI index atraktivity pro investory do OZE: Indie ztratila, Nizozemsko a Spojené království si polepšily

V květnu vyšel nový report RECAI (hodnocení atraktivity zemí pro OZE investory) od konzultační společnosti Ernst & Young. Spojené království si polepšilo o tři příčky a Nizozemsko poskočilo do elitní desítky. Hlavní důvody jsou rostoucí trh se solárními panely, bezdotační offshore větrné projekty a rozvoj onshore větrných farem.

Zpravodajský portál Platts informoval o pohybu v žebříčku RECAI. Index RECAI (Renewable Energy Country Attractiveness Index) vyjadřuje atraktivitu jednotlivých zemí pro investory do obnovitelných zdrojů energie. Díky rychlému růstu sektoru OZE v Nizozemsku, které se snaží naplnit svoje cíle v oblasti OZE do roku 2020, se země dostala do top 10 ve zmíněném indexu RECAI.

Žebříček RECAI

Index RECAI je tvořen poradenskou společností Ernst & Young (EY), která se snaží brát v potaz všechny faktory na trhu a poté vytvořit skutečný obraz současné situace na trhu. Nizozemsko si pomohlo o šest příček a nyní v květnu poskočilo z 15. příčky na 9. příčku.

Zdroj: report RECAI od společnosti EY

Zdroj: report RECAI od společnosti EY

Hlavním důvodem je rozvoj OZE v dané zemi, která se snaží dosáhnout svých závazků do roku 2020. Zemi navíc pomáhá současná situace na trhu, kdy jsou nabídky na offshore větrné farmy bez podpory a solární trh stále roste.

V hodnocení si dále polepšilo i Spojené království, které se posunulo z desátého místa na sedmé. Hlavní příčinou posunu nahoru jsou bezdotační solární projekty a růst nových a stávajících onshore větrných projektů.

Cla na import solárních panelů mohou s pořadím hodně zamíchat

Naopak Indie si pohoršila z druhého místa na čtvrté a byla přeskočena Spojenými státy a Německem. Hlavním důvodem jsou obavy ohledně možných cel na import solárních panelů.

„Hrozba cel na importované solární panely a spory mezi developery a distribučními společnostmi vyvolávají obavy mezi investory,“ píše EY ve svém reportu.

V reportu se dále hovoří, že agresivně nízké bidování ve větrných a solárních aukcích se zdá být „nestabilní“.

Nováčkem v indexu RECAI, který čítá pouze top 40 zemí, se stal Taiwan. Taiwan se snaží zvýšit podíl OZE na svém energetickém mixu na hodnotu 20 % do roku 2025 a zároveň snížit svoji závislost na jaderných elektrárnách.

Konzultační společnost EY ve svém reportu také prohlásila, že investoři jsou v současné době přitahováni k offshore větrným projektům, ve kterých vidí velký potenciál a stabilní finanční prostředí.

Autor úvodní fotografie: Seagul na pixabay.com

Autor:



50 odpovědí na RECAI index atraktivity pro investory do OZE: Indie ztratila, Nizozemsko a Spojené království si polepšily

  1. Milan Vaněček napsal:

    Státní podpora OZE v ČR se naprosto neosvědčila, navíc to co udělala partička všehoschopných politiků, úředníků a dotačních „podnikatelů“ v letech 2009-10 zablokovalo rozvoj slunečních a větrných elektráren u nás.
    Cíl byl jasný, získat dotační peníze (stovky miliard) a snaha prosadit nejdražší a staré a špinavé energetické technologie (jádro a uhlí) diskreditací těch čistých, nových.
    Takže ČR je někde úplně jinde než je zbytek světa, stojí nás to spoustu peněz a po tunelech uhelných a fotovoltaickém bude následovat i tunel jaderný. Každý přece musí dostat stejnou příležitost. Nebo ne a tunelování skončí? Uvidíme.

    • Petr napsal:

      Je trochu hodně rozdíl dát 600 miliard za 2% elektřiny nebo 300 miliard za 20%.
      Národní jaderný program má sloužit k předání náročně vybudovaného místního know-how naší nové generaci techniků, a postavení potřebné velké výroby elektřiny pro příštích 60 let, s docela rychlým docházením uhlí a ještě rychlejším přechodem na elektroauta.

      • Milan Vaněček napsal:

        Opět směs chybných údajů a demagogie.
        1) čistá výroba v roce 2016 dle eru.cz
        jaderné elektrárny (4,1 GW) daly 29,3%, fotovoltaika (2,1GW) dala 2,7%.
        Nový blok Dukovan nemůže dát 20%, to by musel přijít kouzelník
        2) Za dva roky nikdo nové Dukovany nepostaví jako FVE. V roce 2017 by stála výstavba 2,1 GW fotovoltaiky na polích pod 40 miliard CZK.
        A v době kdy budou realizovány nové Dukovany to bude méně než polovina této částky a realizace už bude o mnoho let dříve probíhat bez dotací.
        3) A to jaderné výrobní know how už dávno odešlo bankrotem podniků, u mě v bydlišti se jedná o Modřany Power.

        • Vláďa napsal:

          Jak můžete srovnávat FVE s JE když žádná FVE nadává nic v noci?

          • Milan Vaněček napsal:

            Jak můžete srovnávat JE která potřebuje každý rok výměnu paliva a několika měsíční odstávku s FVE která jede bez paliva, bez odstávek a k údržbě stačí občas jeden důchodce???
            Jak můžete srovnávat jadernou elektrárnu s fotovoltaikou, když jaderná elektrárna po sobě zanechá více nebezpečného radioaktivního odpadu než je mnpžství využitého paliva?
            Jak můžete srovnávat nákladnou likvidaci JE s výdaji nyní v desítkách miliard KČ a v budoucnu přes 100 miliard Kč s kompletní rychlou recyklací FVE, kterou už každý velký vlastník musí mít již nyní předplacenu?
            Jak můžete srovnávat zastaralou tepelnou elektrárnu s mizernou účinností s high tech fotovoltaikou?
            Vláďo, mám ještě pokračovat???

          • Carlos napsal:

            Možná to že JE dodává i v noci je právě ten problém, jenže po mnoha desetiletích uměle zvýšeného nočního odběru to vypadá už jako normální věc.

            Trend poklesu cen a růstu produkční kapacity by mohl ještě nějakou tu dekádu pokračovat, pokud JE do té doby nenastoupí podobnou cestu, tak jsou definitivně, promiňte mi to, v háji. Německu bude stačit malá úprava legislativy aby se jim rozběhl zájem o PVE, nebo možná ne, možná bude úplně stačit souhra mezi rostoucí cenou uhlíkatých paliv a zavíráním uhelek, které by snad mělo přijít.

            Jestli by, neověřoval jsem to, stálo dnes postavení 2.1GW FVE kolem 40mld, tak plynová záloha by stála dalších jen 26-28mld. Kdyby byla v provozu 1000h ročně, bude cena EE z plynové části kolem 88€/MWh, pokud bude ze slunce stát 40€, je to 64€/MWh, ale plyn bude jistě v provozu více než 1000h ročně, kolik? 2000, 3000? takže ve skutečnosti by to bylo 69-74€/MWh z plynu, cena proudu z takové elektrárny mi pak vychází na 62-63€/MWh.

            Eventuálně nějak tak, je tam uvažována plynová elektrárna s normálním parním kotlem, cena plynu na burze.

            Jenže kam může padnout cena? To co píše pan Vaněček je indikovaná cena 38€/MWh, pokud bude dále klesat a propracuje se, a ani bych se nedivil, na 25-30€, nebude nic co by mohlo nástup OZE zastavit.

          • Carlos napsal:

            Pardon, omlouvám se, nevšiml jsem si že mám na grafu ceny plynu zapnuté dolar, ono je to 19€ za MWh, takž ještě jednou:
            Místo 88€ má být 76€ pak místo 69-74€ má být 57-62€, nakonec vychází 52-55€/MWh.

            Toto prostě jádro už tuplem nepřebije, leda tak při podivném financování, ale fondy Ruska také nejsou bezedné.

            Ano, paradox, nechceme ruskou JE, ale měl by se pálit Ruský plyn, jenže… Všimněme si že Rusko není jediný dodavatel a že tu není tolik rizik jako u stavby JE a je tu méně rizik a několik výhod mezi které patří to že:
            +Velký kotel na plyn umí dodat mnoho firem (více než JE)
            +Lze alternativně využít spalovacích motorů
            +Lze tyto zdroje umístit do těsného sousedství měst a využít odpadního tepla
            +Lze takto upravit existující uhelné teplárny
            +Lze tyto zdroje kombinovat s OZE, což povede k poklesu ceny proudu
            +Nabízí se jako náhrada uhelných bloků, které budou dožívat
            +Jsou zkušenosti s většímu energetickými celky se spalováním plynu
            +Jedná se o čisté palivo
            +Do budoucna, při poklesu ceny proudu z OZE, lze předpokládat rozvoj výroby umělého plynu.

            Jenže k tomu aby se chemická akumulace vyplatila by bylo třeba aby cena proudu výrazně poklesla, jinak bychom se bavili o ceně kolem 137€/MWh. Cena proudu z některých OZE, s dostatečným výkonem, by musela poklesnout k 20€/MWh.

          • Vláďa napsal:

            Pane Vaněček vaše informace jsou poněkud kusé. Taky se mi líbí výroba el. energie z FV panelů. Zatím je jejich výkon na svorkách definován svítí / nesvítí. K celkem levným panelům musíte připočítat cenu střídačů a ty nejsou za hubičku. Zatím FV vyžaduje spolupráci s klasickými zdroji el. energie. Pokud bude součástí systému FV též akumulace bude možné klasické zdroje odstavit. Vzhledem k tomu že momentálně používané střídače neumí spolupracovat se sítí a pouze zpracují energii kterou jim panely dodají tak to není zařízení schopné samostatného provozu. Střídač musí pracovat podle sítě a též podle zbývající kapacity akumulace která ještě není. Je pravda že JE je třeba jednou za rok odstacit na cca 2 měsíce ale je pravda že FV má za rok cca polovinu času výrobní pauzu z přírodních podmínek prostě sluníčko nesvítí.
            Carlosi měl by jste se více rozhlédnout kolem sebe. Velké stacionární motory sice existují ale jejich provoz je opravdu drahý.

          • Qwertz napsal:

            Ja myslim, ze pan Vanecek ma soustavne „vlhke sny“ o FVE. Predpokladam, ze uz se tesi jak si ze sveho duchodu bude sporit na vymenu elektrospotrebicu. Take si hezky zanadava na tunely vznikle budovanim neprebernych skladovacich (bateriovych, odstredivych, palivovych a pod.) ulozist pro tuto energii, ktera je nam dana sluncem.
            Na rozdil od neho v necem podobnem ziji. Jizni Australie ma el. soustavu podobnou jako cesko. Napeti je ale 240V! Jo to byvavalo!!! Dnes nam to hezky skace od 235V az do 265V to uz se vypinaji moje FVE invertory (1.5kW, 2kW a 2.2kW).
            To ale nase vlada dokonce dava domaci bat. uloziste 500 stum stastlivcum za dara a nemluvim o solarnich panelech , ktere proplaci firmam co je instaluji na strechy domu. To co je napsano v tomto odstavci se da pouzit jako inspirace.
            Jenom se mi styska po dobach kdy v siti bylo 240V jako „vysitych“ a menim el.spotrebice. To vubec nemluvim o tom, ze se desim az tito vystudovani „odbornici“ (prevazne pravnici a ekonomove) dostanou zase dalsi „vyborny“ napad v cem celosvetove vyniknou.

          • Milan Vaněček napsal:

            Vláďo smiřte se s tím že sluníčko v noci nesvítí. Slunce určuje život na Zemi, ne Vaše síť. Nastudujte si něco o chytrých střídačích.
            A v životě platí že nemáte vše hned, energetický přechod se jmenuje přechod proto, že určitou dobu trvá (většinou okolo 60 let).
            Normy neurčuje jaderná elektrárna ani točivý generátor.

          • Něměc napsal:

            Vaněčku, můžeš vysvětlit jak chytrý střídač nacpe do sítě s nízkým zkratovým výkonem energii aniž by nezvýšil napětí?

          • Něměc napsal:

            Carlos: Jak můžeš označit za problém konstantní dodávku el. energie z JE? Tj. dodávku i v noci. Mě to přijde jako zcela normální věc na kterou se můžeme spolehnout. Implementace OZE do energetiky není o ničem jiném, než o přesunutí spotřeby z doby kdy je malá dodávka do doby kdy je dodávka z OZE vysoká. A tady je to jako v pořádku? Každý zdroj má své potřeby.
            Pokles cen OZE:
            Větrný park Kryštofovy Hamry byl spuštěn v roce 2008, má 21 turbín o 2 MW a stál 50 milionů EUR. Při tehdejším průměrném kurzu 26 Kč/EUR to bylo nějakých 1,3 mld Kč. Pro úplnost to můžeme přepočítat přes inflaci na dnešní cenu. To nějakých 1,478 mld Kč/42 MWe. Jednotková cena je tedy: 35 milionů Kč/MWe. Nyní se staví větrná farma Václavice v Libereckém kraji. Dle dostupných informací má stát 1,1 mld Kč a instalovaný výkon má být 26 MW. To nám dává 42,3 milionů Kč/MWe. Tak jak to tedy je s tím zázračným poklesem cen větrníků? Capacity factor mají ve Václavicích napočítaný na 22,8 %. To je podobný jako na K. Hamrech.
            Dále,
            zapojení plynu do energetického mixu je kapitola sama pro sebe, protože:
            Kde máte predikci ceny zemního plynu? Pokud by podle vašich úvah postavil energetiku každý stát, tak cena plynu bude úplně někde jinde než nyní. 1000 hodin ročního provozu máte odkud? Časový průběh dodávky z VTE v Německu (je jedno jestli jsou on nebo off shore) ukazuje na úplně jiné využití záložních zdrojů.
            Využití plynu v teplárnách je problematické jak technicky tak i ekonomicky. Řada tepláren to z ekonomického důvodu zavrhla. U tepláren je navíc nadřazen teplárenský režim tomu pro výrobu el. energie. Takže jejich regulační schopnost je tímto omezena. Kotel na plyn vyrobí možná kde kdo, ale s turbínami už je to horší, nicméně dodavatelů je i tak dost.
            Ale hlavně si musíme říct, co vlastně sledujeme za cíl. Jestli je to do energetiky za každou cenu implementovat co nejvíc OZE, nebo jestli budujeme energetiku bez emisí CO2. Pokud budujeme energetiku bez emisí, tak tam plyn nemá co dělat.

          • Milan Vaněček napsal:

            ad Něměc: 1) zeptejte se na elektrofakultě ČVUT odborníků, ti Vám to vysvětlí, já Vám zase vysvětlím vše z fotovoltaiky
            2) v konkurenčním prostředí EU se cena větrníků snižuje, tam kde v EU není ve větrných elektrárnách konkurence, jako v ČR tak cena zůstává
            3) Svět nebuduje energetiku BEZ emisí Životodárného plynu CO2. Svět buduje čistou energetiku bez radioaktivního odpadu, bez emisi karcinogenů, mikročástic, oxidů dusíku,
            a CO2 chce jen udržet v rozumných mezích aby se teplota planety nezvýšila o 2 stupně či více.
            Tož tak, Něměc.

          • Vláďa napsal:

            Pane Vaněček stále schází odpověď na otázku co má nahradit výkon z FV po západu sluníčka. Baterie jsou mimo lépe řečeno možná v optimistické a daleké budoucnosti. To se neptám na dobu kdy bude dlouhodobě zataženo.

          • Milan Vaněček napsal:

            Vláďo proč ze sebe děláte stále nechápavého? Vítr fouká v noci, voda teče v noci, biomasu a bioplyn (i plyn i syntetický) spálíte v noci a kolik už má Německo objednáno baterek si můžete zde přečíst. A proč je název energetický PŘECHOD jsem Vám už vysvetloval. Tak snad už chápete, končím, už to nebudu opakovat.

          • Vláďa napsal:

            Opravdu úsměvné. Když schází argumenty tak skončíme diskuzi. Odvolávat se na vítr když v noci nefouká, na vodu když je jí obecný nedostatek a stejně je na tom i biomasa. Tak že opravdu zbývají jenom ty atomky.

          • Milan Vaněček napsal:

            Vláďo přestaňte s tím trollováním. Snad plyn máte k disposici celý rok 24/7/365. Aspoň světové ekonomické velmoci jako USA či Německo či Japonsko na to spoléhají. Vysvětlete ve Vašem “troll-landu” že tyto 3 ekonomické velmoci o Vaší pravdě o levných, bezpečných a rychle postavitelných JE asi nepřesvědčíte😂

          • Vláďa napsal:

            Konečně bez klasické energetiky se OZE neobejdou.

          • Milan Vaněček napsal:

            Vláďo konečně jste objevil že část OZE je klasická energetika (vodní a větrné elektrárny, biomasa, bioplyn). Nový high tech jsou jen fotovoltaika a chytré sítě. A taky částečně offshore vítr a přílivové elektrárny.

    • Něměc napsal:

      Pane Vaněčku,
      možnosti přenosu výkonu na vedení nezávisí na inteligenci střídače, ale na elektrických poměrech na vedení. A ty jsou dány jasnými fyzikálními zákony. Na to nepotřebuji navštívit mojí Alma Mater, ani se nemusím podívat do knih. Pro vaši informaci se podívejte na obvodové poměry na PI článku při přenosu výkonu z jedné strany na druhou a pak zase zpět. Pokud tomu nerozumíte, tak si pozvěte inteligentní střídač. Třeba vám poradí.
      Už jste někdy řešil dodávku velkého investičního celku? Vůbec nejde o nějaké konkurenční prostředí v ČR. Když poptáváte podobnou technologii, tak vedete separátní jednání s dodavateli jako je Siemens, GE, Mithsubishi, ABB, Alstom nebo podobně. Ty firmy nezajímá jestli ten jejich výrobek jde do ČR, na Ukrajinu nebo do Německa. Je zajímá kdo proti nim ve výběrku stojí, byť je to firma z druhé strany světa. A to vám dává možnosti jak licitovat o ceně. Místně jsou ovlivněny zejména stavební práce a připojení k síti. Ale vzhledem k ceně technologie jde o malé položky oproti vlastní VTE. Poklesem cen OZE se oháníte v každém druhém příspěvku, tak zrovna od Vás bych očekával fundované vysvětlení. Najednou rozumíte jen fotovoltaice. 🙂

      • Milan Vaněček napsal:

        Pane Něměc, neřeším dodávky energetických celků. Ale třeba vím, že u fotovoltaiky v ČR neplatí to, co říkáte že platí pro VtE, cituji: místně jsou ovlivněny zejména stavební práce a připojení k síti. Ale vzhledem k ceně technologie jde o malé položky…
        Třeba u fotovoltaiky na střechách je ten solární panel jen menší částí celkové ceny. Takže i při pravidelném poklesu ceny panelů dle „cenové křivky-learning curve“ můžete výstavbu FVE u nás zablokovat či zdražit či znesnadnit (resp umožnit „zlodějské zisky“).
        Jinak když vidím tu cenovou rozvahu pro JE ve vaší diskusi s Carlosem, rád bych se Vás zeptal: to těm cifrám co uvádíte pro JE doopravdy věříte nebo je to podobné blafování jako před lety když francouzi lákali kupce ve Flamanville či Olkiluoto (a cena je už teď trojnásobná, elektrárny stále neběží, ekonomická katastrofa)?
        Zkrátka když se podíváte na mé předpovědi o fotovoltaice od roku 2000 tak můžete vidět že se vyplňují. Jak to máte Vy s vašimi dodávkami investičních celků?

        • Něměc napsal:

          Pane Vaněčku,
          celkem těm cifrám věřím. Není důvod k porovnávání s blokem EPR 1600, který se k nám nehodí. Vámi zmíněné projekty jsou problém, to uznávám, ale zjistěte si jak se rychle staví v Číně nebo Rusku. Navíc oba Vámi zmíněné projekty jsou pro tento typ bloku prototypové. Je to zejména o schopnostech vedení projektu. Další věc je, že 1600 MW může být na jeden blok prostě moc.
          U fotovoltaiky jsem si porovnal cenu jednoho kWp u nás dle nabídky E.ON s průměrnou cenou ve V. Británii. Eon nabízí 1 kWp za cca 53 000 Kč bez dotace a průměrná cena v Británii je 48000 Kč. Takže rozdíl nějakých 10%? To rozhodně neukazuje na žádné znevýhodnění tady v ČR oproti Británii. Tím narážím na vaše tvrzení, že v ČR jsou uměle znevýhodněny.

          • Milan Vaněček napsal:

            Ty vaše citované nabídky jsou hausnumera, pokřivené dotacemi. U nás jsou soukromé firmy co Vám to nainstalují na klíč za méně než polovinu, ale musíte si sehnat povolení a razítka.

          • Něměc napsal:

            Tak uveďte nějaké příklady.

          • Něměc napsal:

            Vaněček: Tak kde jsou příklady těch firem co to nainstalují za poloviční cenu? Nebo můžeme debatu nad tímto uzavřít se závěrem, že šlo z Vaší strany o účelovou lež?

          • Milan Vaněček napsal:

            S hulváty se nebavím. Co se týče ceny, najděte si rozhovor v Hospodářských novinách se spolumajitelem jedné firmy co už postavila řadu FVE, ten říká že dovedou 1kW za 20 tisíc. A od insiderů z oboru mám též nabídky na střešní instalaci za tuto cenu. Vy tomu vůbec nerozumíte, každý z oboru Vás bude mít za ….

          • Něměc napsal:

            OK. Takže mám najít nějakého majitele nějaké firmy… Nabídky co máte k dispozici taky ověřit nikde nejdou. Další debata s Vámi postrádá smysl.

          • Vladimír Wagner napsal:

            On pan Vaněček sám fotovoltaiku nemá, neplánuje jí pořídit a nedoporučuje ji ani svým dětem, protože je moc drahá. Mají počkat, až bude levnější. Alespoň to nejen tady několikrát tvrdil. To myslím hovoří za vše 🙂

          • Milan Vaněček napsal:

            Další “expert” na fotovoltaiku se připojil😅 Proto se zajímám o současné ceny protože zeť si ji chce pořídit co nejdříve. A že mu říkám že za pár let bude zase levnější-no samozřejmě, bude. To jen cena JE stále roste (a taky “malou jadernou elektrárničku” do sklepa si pořídit nemůže)😀
            Ted jen aby se v naší energetice pročistil vzduch a vláda buď rozhodla, že stavět bude (žádný soukromý investor či akcionář nemůže být tak šílený aby s tím souhlasil) anebo už konečně vláda rozhodne, že státní investice do JE jsou vyhozené peníze a sny jaderníků utlumí.
            Tož tak, pánové.

  2. Carlos napsal:

    Qwertz,
    v první řadě zdravím do Austrálie. Za druhé, 265V je stále v +-10% což je snad nějaká tolerovaná úchylka napětí. Samozřejmě by mohla být zpřísněna norma, na +-5%, ale ani s generátory se nedá dosáhnout přesně 240V, bude to záležet na aktuálním zatížení místní sítě a podobně.

    • NN napsal:

      ???: 240V + 10% = 240V + 24V = 264V. Na 265V+ se to odpojí.

      • Carlos napsal:

        Pane Němec,
        jakéže čáry dělají energetiky každou noc a jak že to museli řešit ve Francii a Belgii? Svítili zbůhdarma na dálnicích. Kvůli poměrně nešťastným vlastnostem jaderek, částečně i uhelných elektráren, co se regulace týče, je třeba uměle zvyšovat spotřebu v období kdy by jinak byla minimální (Ona je, ale vyšší než řekněme „přirozená“).

        Prosím všimněte si že jsem psal o FVE, tam těch +- 1000h vychází, samozřejmě je to odvislé od cesty slunce po obloze, roční době atd. Důležité ale je že u FVE nám pracují „kouzla polovodičů“ a lze ještě zvyšovat účinnost poměrně pěkně, šetřit materiál atd., to může právě ještě snížit cenu. VtE jsou mechanika, tam je to s potenciálem poklesu ceny horší. Bez supermateriálů a vlastně ani díky fyzice nelze už moc čekat že poroste vytěžitelná energie z jednotky plochy vrtule. U FVE snad půjdeme ještě pár let nahoru.

        Pro VtE to pak doba provozu, zřejmě, vychází o něco lépe, když to přepočítáme na standardních 20 let, tak VtE vyrobí asi 35GWh/MWe, to vychází na 1000Kč/MWh, tedy asi 40€/MWh, nebo při započtení marže 20 % je to 48€/MWh, eventuálně 48-57€/MWh. Už záleží na více faktorech, ceně pozemků a pod.

        Teplárny samy o sobě neutáhnou samozřejmě neutáhnou přechod energetiky, ale je to možnost jak řešit období vyšší spotřeby, tedy onu obávanou zimu. Ano, mnoho tepláren se plynu, řekněme, bojí, ale pak máme zase systém třeba v Brně, který má nulový podíl uhlí a velkou část v plynu. Stejně tak je provoz Špitálka vybaven klasickým parním cyklem a parní turbíny jsou snad také celkem běžné záležitosti. Na léto by byla vhodná akumulace v objemu asi 40-80GWh (to je třeba přesně odhadnout po simulacích), k tomu dostatek FVE a VtE pro nabíjení. Ale je třeba provést velmi důkladný rozbor, ten bude ale kvůli mlžení z obou stran poměrně náročný.

        Ano, měli bychom říct co od energetiky chceme, co přesně jaký scénář, kolik CO2 atd může být na 1kWh v elektřiny, v průměru, to jsme asi neudělali, nicméně jsme teď v situaci která se musí řešit celkem rychle, dožívají nám uhelky, doly a byl povolen emisní dumping, jinak se nedá výjimka z minulosti popsat. Pokud by se dnes všechno převedlo na plyn a zavřely se JE, tak budeme pořád vypouštět méně emisí než dnes, podíl JE, kdy se to mění je až někde kolem 45%. Pokud k plynu použijete větší množství OZE, pak se tento bude posouvat nahoru.

        Záleží také na rychlosti s jakou chceme udělat změny v energetice, při přechodu na plyn by se jednalo o 10 let, musí se vybavit všechna povolení atd., výstavba JE, které jen nahradí ty odstavované se nám táhne 10 let diskusí, není jim konec a dalších 10-15 se potáhne stavba a ve finále získáte jen 400MW výkonu navíc. Co do možnosti rychle snížit emise nemá kombinace plynu a OZE konkurenci.

        Cena se nedá jen tak predikovat, je tu moc proměnných, ale nejhůře byla (od roku 2014) 26€, tedy palivová složka by na 1MWh byla 65€, připočtěme k tomu 10-28€ umořovací složky.

      • Carlos napsal:

        Pardon, to patřilo jinam, jako začátek nového vlákna. Nějak se to zatoulalo.

        • Něměc napsal:

          Ano, to co píšete je vlastnost JE. Prostě dodávají pořád. A stále mi uniká proč u JE to je problém a u OZE nikoliv. Kvůli OZE se vymýšlí věci jako Smart Grids, ukládání přebytků vyrobené energie do vodíku, noční nabíjení elektromobilů a tak podobně.
          K tomuto problému ve Francii máte nějaké bližší info? V kterých letech k tomu docházelo, jaký byl aktuální stav výroby v okolních státech a tak dále. Dálnice ve městech jsou osvětlené i u nás a není to z důvodu nadvýroby v JE. Nedošlo k nějakému výraznějšímu poklesu spotřeby např. z důvodu bývalé krize před deseti lety? Protože OZE a k nim příslušné záložní zdroje by se za této situace chovaly úplně stejně. Záporná cena el. energie na burze z důvodu nadvýroby OZE je úplně stejný ekonomický nesmysl jako to svícení na dálnicích o kterém píšete. Protože v konečném důsledku to je jedno a totéž.
          Jsem rád, že se shodneme na dalším obtížném poklesu cen instalovaného výkonu VTE.
          Když jste udělal rychlou kalkulaci výrobních cen pro VTE zkusme udělat podobnou kalkulaci i pro JE. Jako příklad vezměme elektrárnu PAKS II v Maďarsku. Nově instalovaný výkon je 2400 MW, projektové roční využití 85%, projektová životnost je 60 let, cena 12,5 mld EUR, dle stránek nuclear-world je cena paliva 1390 USD/360 MWh (platný pro duben 2017), předpokládejme 150 lidí na provoz a celkové průměrné náklady na jednoho zaměstnance 2745 EUR/měsíc (v podmínkách ČR) a klidně i tu marži 20% jako u těch VTE. Mě potom vychází výrobní cena cca 48 EUR/MWh. To vše za minimálního nárůstu záložního výkonu, protože stávající záložní zdroje máme dimenzované pro případ výpadku bloku 1000 MW. Teď je důležitým aspektem to, že po těch 20 letech máme zaplacené investiční náklady JE a výrobní náklady pak spadnou na zlomek této ceny. U větrníků je situace po 20 letech taková, že VTE je téměř na konci životnosti a celý cyklus se bude opakovat. Za dalších 45 let jsme na tom opět stejně.
          K paro -plynovým elektrárnám mám trochu jiná čísla. Vyjděme např. z nového zdroje v Počeradech: 840 MW, investiční náklady 630 mil. EUR, průměrná cena plynu za posledních 10 let je 3 EUR/1 GJ, projektová účinnost 55%, roční využití 1000 hod (jak píšete), marži taky dáme 20%, projektová životnost 30 let. Za 20 let tedy elektrárna vyrobí 16,8 TWh. Palivová složka ceny mi vychází při zahrnutí účinnosti 55% na nějakých 19,6 EUR/MWh, rozpuštění investičních nákladů do vyrobené energie v průběhu 20 let mi vychází na 37,5 EUR/MWh. Se zahrnutím marže 20% mi vychází prodejní cena jedné MWh na 68,5 EUR. Jsou ale období mezi roky 2004 – 2008, kdy cena plynu byla podstatně vyšší (cca 6 – 8 EUR/1 GJ). Tedy i náklady na výrobu budou úplně jinde.
          Z dlouhodobé ekonomické perspektivy nemají JE konkurenci. Jejich životnost je 60 let, to jsou tři po sobě jdoucí generace větrníků nebo FV panelů. Po 20 letech provozu, kdy se zaplatí investiční náklady JE, nemají mezi zdroji cenovou konkurenci. Nevím, proč by měl být přechod na bezemisní energetiku co nejrychlejší. Ten přechod by měl být zejména dlouhodobě ekonomicky udržitelný a pořádně promyšlený.
          Když se podíváme na čáru zatížení ES pro rok 2016 na stránkách ERÚ, tak maximum je na nějakých 11,8 GW a minimum na 4,9 GW. Hrubým odhadem je vidět, že by naše soustava snesla 6 GWe v JE. Cca 300 hodin v roce by zatížení sítě bylo nižší než je instalovaný výkon JE. To je zejména v létě v nočních hodinách. To jsou zároveň odstávky bloků pro údržbu a výměnu paliva. Stejně tak to jde vyřešit v rámci propojené sítě v téměř celé Evropě prodejem nadbytku el. energie. On se vždy najde někdo, kdo by si rád za levno nakoupil.

  3. Carlos napsal:

    Pane Němče,
    Technologie smard grids se šikne když ne elektrárnám, tak spotřebitelům, navíc z původního poněkud komplexního konceptu nám zůstává to podstatné teoretická možnost řízení spotřeby na základě ceny elektřiny, taktéž pružné účtování. To je myslím ten největší přínos pro odběratele.

    Ukládání energie do vodíku, syngasu, eventuálně dalších sloučenin, bohužel přijít musí pokud má dojít k eliminaci, postupné, fosilních paliv, elektroenergetika tvoří jen miniaturní část a pokud nenajdete způsob jak třeba dostat asi 50 % přeprav zboží na železnici (a navíc pod drátem), potřeby paliv v dopravě se nezbavíte, Ohledně trolejových dálnic nejsem optimista, dodnes nemáme doelektrifikované hlavní tratě, a to na tom pracujeme od 50. roku. Baterie jsou nonsens, kamion bere 25-40l/100, to je 75-120kWh, přepočteno na kilogramy 500-800kg/100km. Navíc budete mít problémy s trolejí a indukce by znamenala valit do éteru 138kW VF energie do éteru. No to potěš pandu. A všimněte si že se i u elektrobusů, kde máte pro všemožné vychytávky prostor (rychlonabíječky, indukční plochy, pantografová nabíječka…), se asi ve finále prosadí trolej a natrolejovací stříšky na vodiči, tedy systém trolejbusu, v Praze se to zove elektrobus s dynamickým nabíjením, v Brně jsou při zemi, říká se tam tomu parciální trolejbus.

    Dále potřebujete reaktanty v chemickém, metalurgickém a dalších průmyslech, kde se k tomu dnes používá například koks, dá se to nahradit různě, třeba vodíkem, ale o metalurgických záležitostech by povyprávěl lépe pan Veselý. Nedávno jsem se díky němu třeba dozvěděl (a následně ověřil) že poněkud zastaralá koncepce s tandemovými pecemi je možná ekologičtější než modernější koncepce. Opravdu na něj počkejte a zeptejte se jej.

    Belgie zcela jistě ukončila osvětlení dálnic mimo města před pěti lety, nějak tak, co si pamatuji z cesty do Štrasburku někdy v roce 2010/11, tak tam se po přejetí z Německa na dálnici také objevila světla. Dělo se tak snad od 80. let, možná dříve, fakt nevím. Ve městech je to něco jiného, to samozřejmě, ale

    S nočním nabíjením EV přicházejí zejména jaderníci, kteří potřebují ubít svůj přebytek výkonu, ve scénáři OZE je mnohem výhodnější toto přesunout do dne (stejně auta většinou 8h stojí) a nabíjet proudem z FVE.

    k Vaší kalkulaci, kde máte palivové náklady, kde máte náklady na pravidelnou údržbu a velké reko? Mimochodem na Temelíně pracuje přes 1000 lidí, ano máte tam operátory, svačinářky, sekretářky, podivné náměstky a možná i vrchního lovčího (prý se tam daří zajícům 🙂 ), ale 150 lidí na provoz je málo.
    (obectemelin. cz/e_download.php?file=data/editor/160cs_11.pdf&original=ETE_INFO_03_2016_final+%282%29. pdf)

    Pak tam máte v ceně „best case scenario“, jenže JE se nám prodraží na dvojnásobek, PAKS II se financuje podivně ruským úvěrem, kolik myslíte že mohou poskytnout? Ta země je v ekonomickém marastu. POkud si budete půjčovat na trhu tak úrok toho dost sežere, i při 1% úroku budete muset ročně platit asi 1,3mld, tedy 6-7€/MWh navíc. O jakých rezervních zdrojích mluvíte? O dvou PVE která se jedna vybabrá za asi 2-4h a druhé co se vybabrá za 6-8h? Vzhledem k tomu že JE když zhasne najíždí minimálně týden tak potřebujete nějaký zdroj, asi jinou parní elektrárnu (tahat to čistě přes spalovací turbíny a motory asi není možné), jenže do roku 2040 se můžeme rozloučit se všemi našimi současnými elektrárnami na uhlí. A vzhledem k tomu že to má být záložní zdroj, který si najede pár set hodin, tak jeho proud bude enormně drahý. Naproti tomu ve scénáři s OZE by proud takového zdroje poměrně přesně reflektoval cenu vstupu, tedy plynu a navíc asi 10-30€ umořovacích nákladů, spíše ale k těm 10. Tady, u plynu, můžete mít těch <100 lidí na blok.

    Já jsem počítal parní elektrárnu vzor Špitálka, tedy kotel vytápěný plynem a za ním klasickou elektrárnu, problémy PPE se tu probíraly mnohokrát, na těch 1000h ročně to je asi OK, ale prý se turbíny dost jedou, proto by asi v síti byla kombinace obou typů.

    Problém s JE bude v tom že po těch 20 letech budete mít krám zralý na generálku, což nebude levné, pokud se podíváte do států, tak "nejlevnější" JE, dávno zaplacené, nejsou schopné, i při cenách kdy si plyn ani uhlí nežádají podporu, cenový tlak ustát a žádají podporu od státu. To je ten levný proud a ekonomické řešení? Navíc tam není pojistka ani vyřazovací fond. Větrník tak ze 60 % dáte do sběru, jak se recykluje sklolaminát, nebo z čeho to ty listy jsou, nevím, ale jistě jej není třeba ukládat do speciálního úložiště.

    Dále je zásadní rozdíl mezi tím když si pořizujete VtE, FVE a JE, není to jenom o tom že FVE si pořídíte za hotové a na JE si musí brát stát úvěr, ale i o tom že u VtE si kupujete N-krát typový projekt, firma jich dělá ročně tisíce. Jediné co se liší jsou základy dle půdy a transformátor dle místní distribuční sítě, ale pořád se bavíme o sériových věcech. U FVE si kupujete v podstatě stavebnici o X modulech. Všechny identické, opět dělané v tisících kusech ročně. Tedy je u nich velmi dobře známá cena a jsou to vlastně rohlíky, cenu Vám velmi přesně spočte kdokoliv trochu znalý, nebo to dáte dohromady za večer nad katalogy. U JE kupujete zajíce v pytli a dost riskujete, jediný blok je úvazek na 130mld korun,minimálně, ale může se také mnohokrát prodražit, na 90% budete větší část JE financovat cizími penězi, ty budete splácet, u FVE můžete snadno hradit, pokud jste větší firma, ze svých vlastních zdrojů.

    V případě použití cesty OZE se dá předpokládat že vznikne celý "ekosystém" (nojo nemohl jsem si to buzzword odpustit), někdo se pustí do akumulace, někdo, protože třeba vlastní bývalou skládku, bude mít jenom 10MW FVE, někdo postaví plynové elektrárny, protože si spočítá že mu za 4 měsíce provozu ročně bohatě vydělá… Rozhodně to ale budete financovat desítkami až stovkami subjektů, někdy na úvěr, někdy za hotové, ale nebudete tu mít jeden obrovský kolos, který se zadluží minimálně sumou 5×130 miliard. Tedy skoro 1 bilion. Kdo to pak bude zachraňovat případně? Jestli finančně padne provozovatel i 100MW plynovky, může být státu putna, ani si toho nevšimne, buď se elektrárna prodá v celku na provoz, nebo per partes na díly, třeba. Pokud by ale měl padnout provozovatel/majitel těch JE, nebo i jedné, bude muset být asi sanován státními prostředky, což moc dobré není.

    V zatížení ES máte myslím chybu, minimum, nemohlo být 4,9GW, ČEPS tam ještě před dvěma třemi roky reportoval něco kolem 3,5GW, skok o 1,4GW je moc, ERÚ asi reportuje odběr + odběr na čerpání PVE, to by mohlo být, eventuálně je tam nějaký export. Pak je také otázka jestli je to odběr bez či s odběrem vlastní spotřeby elektráren, ten ČEPS tak nějak nezajímá a popravdě vlastní spotřeby mohou být pro rozhodování o budoucnosti naprosto ukradené. Nás pro tuto diskusi zajímá kolik toho z elektrárny leze, jestli honí vodu čerpadla, nebo to mají samotížné nám může být jedno. Asi bych to musel dohledat, ale na chlazení parní elektrárny připadá mezi 5-10 % výkonu. Kolik kW mají chladicí jednotky výkonových měničů 1MW? 10kW? 1% výkonu?

    • Něměc napsal:

      Zdravím,
      Smart Grids je zajímavá technologie. Jen si ji krom řízení nabíjení elektromobilu a ohřevu TUV neumím v praktickém rodinném životě představit. Jaké další spotřebiče asi tak můžeme doma řídit podle aktuální výroby el. energie? Televizi? Počítač? Pračku? Lednici? Nebo snad sekačku na trávu?
      Proti výrobě vodíku nic nenamítám. Najde určitě uplatnění nejen v dopravě. Ovšem je nutné vyřešit i využití ztrátového tepla při výrobě. Vodík poslouží jak OZE tak i JE. Odpověď na otázku jestli je výhodnější nabíjet elektromobily přes den nebo přes noc je jednoduchá. Stačí porovnat provoz v ulicích měst v pravé poledne a o půlnoci. Kdy je podle Vás více aut v klidu?
      V mojí kalkulaci ceny el. energie z JE palivové náklady jsou. To jste nejspíš přehlédl. Na Temelíně je možná tisíc lidí, ale kolik jich přímo souvisí s obsluhou a údržbou bloku? Sídlí tam i lidé co pracují pro obě naše elektrárny a možná i zcela nesouvisející divize. Ale 150 lidí je opravdu málo, nicméně náklady na personál jsou opravdu malé v porovnání s objemem výroby el. energie. Pro těch 150 lidí mi vycházelo cca 100 milionů EUR/20 let. A tisíc lidí opravdu na obsluhu dvou bloků není potřeba.
      Stejně tak u VTE jste nezahrnul náklady na servis a údržbu. Těžko vám uvěřím, že investice do OZE se neúvěrují u bank. Ono postavit off-shore VTE park o např. 50 strojích jistě každý investor zvládne zaplatit ze svého. To ani náhodou… Buď tedy náklady na úroky zahrneme pro porovnání k oběma technologiím nebo ani k jedné.
      Přijde mi poněkud demagogické porovnávat všechny JE jen s nepovedeným projektem EPR 1600. Ten se k nám nehodí zejména pro jeho velikost. Stejná demagogie je, když Rusko je jako dodavatel jad. elektráren špatné a dodavatelem plynu být může zcela bez problémů. Já nemám důvod Rusům nevěřit, když dva bloky elektrárny Rostov 3,4 uvedli do provozu za 6 resp 8 let od začátku stavby. Jen je potřeba to svěřit dodavateli co to umí a né třeba Italům v případě Mochovců.
      Co se záloh k novým blokům týče, tak uhelku budeme mít minimálně jednu i po roce 2040. A to 660 MW v Ledvicích. Taky by bylo výhodné zálohy řešit ve větším celku. Např. ČR + Slovensko a Maďarsko, další možností je nákup energie v zahraničí. Od toho tady máme tu propojenou soustavu.
      Co myslíte tím, že se turbíny u PPE moc jedou? Té větě nerozumím.
      Tak JE po dvaceti letech provozu žádný krám na generálku není. Většinou jde o investice související s navýšením výkonu tak jako v EDU a ETE. Investice do modernizace bloku je jednak podstatně menší než jsou počáteční investice a z velké části je pokryta zvýšením výroby. Podle zákona musí JE odvádět z vyrobené energie poplatky do vyřazovacího fondu. Takže Vaše informace je milná. Navíc většinu z JE též dáte do sběru jako u toho větrníku. Náklady na likvidaci jaderných ostrovů v Dukovanech jsou odhadnuty celkem na 22 mld Kč. Na budoucí uložiště se taktéž přispívá ze zákona. A to je nějakých 2 EUR/MWh. Ani jedno není nic zásadního co by výrazně ovlivňovalo výslednou cenu.
      OZE jsou seriově vyráběny, proto se časem snížila jejich cena. To vše je ale zahrnuto v koncové ceně o které se zde již psalo. Ceny i se zahrnutím aspektu „rohlíkové výroby“ OZE vypadají tak jak vypadají.
      Úpadek provozovatele JE není zcela vyloučený, nicméně je málo pravděpodobný. Při stabilních podmínkách v energetice je toto riziko přijatelné. Pokud dojde k úpadku provozovatele z důvodu, že stát nařídí z ideologických důvodů odstavení JE, tak jako Německo, tak ať si to stát také zaplatí. Stát reprezentují politici, kteří jsou voleni lidmi. Pokud si lid zvolí politiky co JE budou chtít nuceně odstavit, tak ať se lid nediví, že místo výstavby nových dálnic se budou sanovat provozovatelé JE. Přijatelné za to, že republika nebude posetá větrníky, pole nebudou prosycena pesticidy a umělými hnojivy od bioenergetiky a na loukách nebudou stát FV panely.
      Jak píšete o nekonkurenceschopnosti některých JE v USA, tak by bylo dobré, když řeknete A, říct taky B, které je důležité vědět. Tím B je plyn z břidlic, který se tam začal v obrovském měřítku těžit. Následkem toho došlo k celosvětovému poklesu ceny plynu. Ale otázka je, zda je tohle opravdu dobrá cesta. Jednak je to fosilní zdroj a za druhé ekologie jeho těžby je přinejmenším diskutabilní. Stačí se podívat jaké látky se při těžbě pumpují do vrtů. Pokud bych si měl vybrat jestli mít za domem vrt na břidlicový plyn nebo uložiště jaderného odpadu, tak beru druhou možnost.
      4,9 GW je brutto minimální spotřeba, která zahrnuje i vlastní spotřebu elektráren a nezahrnuje čerpání v PVE.

      • Milan Vaněček napsal:

        V prvém odstavci dáváte najevo vaši neznalost či malou představivost, v druhém pak jste zcela mimo.
        V dalších dvou pak kličkujete, je vidět že při podrobnějším rozboru se ukáží vaše vstupní parametry chybné.
        Tu jedinou praktickou ukázku současné stavby JE v EU okecat a vysvětlit neumíte a ani vysvětlit neumíte. Zcela se vymyká vašemu “cenovému modelu JE”.
        To o záloze je akorát úsměvné, dál už číst nemusím…

        • Něměc napsal:

          Tak to rozveď, to co si napsal dokáže kdejaký kecálek. Carlos má taky opačný názor, ale na rozdíl od vás dokáže logicky a technicky argumentovat. Od vás jsem četl jen samochválu, jak velký jste specialista na FVe. Ale jak střídač protlačí výkon přes vedení bez zvýšení napětí vysvětlit neumíte. V podstatě jsem od vás žádnou odbornou úvahu nečetl.

          • Něměc napsal:

            Je mi jasný, že do tvojí demagogie se hodí pouze tyto dva případy, protože poohlédnout se po tom jak si ve výstavbě JE vedou jiní potencionální dodavatelé by zásadně narušilo tvé poněkud zkreslené představy.

      • Carlos napsal:

        Příjemný večer,
        A co třeba taková možnost mít alespoň část ceny účtovanou on-line, na základě ceny na burze? To dnes nejde, také je tu možnost mnohem přesnějšího řízení spotřeby, HDO má počet povelů vyčerpaný, v podstatě, teoreticky tam mohl být signál, kterým si sepnete, dříve jen MVE, dnes by mohl více věcí, např bioplynky atd., neexistuje a že by se to mohlo asi hodit, větší stroj může mít lepší účinnost atd. (MVE do nějakých 50kW si dovolím stále považovat za domácí zařízení, to měly mlýny a pod.) Snad to jde napojit na VT/NT, ale to není ono. Smart grids mohou umožnit každému obchodníkovy si své zákazníky spínat, účtovat jim aktuální cenu a podobně. Například pokud máte obchodníka s garancí že kupuje jen z OZE (účetně, stejně to dodá nejbližší zdroj, jedno jestli solár, uhelka, nebo třeba motorem brzdící výtah), tak dnes nemá jak svým zákazníkům nahodit v pravé poledne nízký tarif, na smart grids klidně. Nezapomínejte ani na domácí úložiště u FVE, nebo jenom samotné baterie, toto by uměly smart grids také využít.

        Dobře, kontrapříklad, přijedu do práce a odstavím auto, skoro 9 hodin mi stojí na parkingu, nečinně. Ano, hodně aut jede přes den, ale je třeba mít přesnější znalost o tom jestli je to auto konající pracovní činnost (služební cesty, jízda k zákazníkovy, přeprava materiálu…), nebo jestli je to auto konající soukromou cestu, na jakou vzdálenost jede, je toho dost co musíme zahrnout. Typicky ráno statisíce aut konají onu krátkou, třeba 20km dlouhou, trasu do práce, nebo auto rozvozu pošty jezdí pořád dokola po stejných ulicích, najede denně třeba jen 100km, ale přitom jej můžete potkat několikrát, to stejné rozvozy jídla, živnostník (instalatér třeba), přejíždějící mezi zákazníky… Příliš mnoho na rozhodnutí. Pokud je majitel firmy osvícený, tak dá zaměstnancům nějaký paušál za nabíjení, nebo čipovou kartu a bude jim to strhávat, velká chemička koupí proud třeba za, nevím, 50€/MWh, prodá zaměstnancům na nabíjení za 5 korun, člověk ušetří pořád na kWh práce 4 koruny, fabrika má vývar, nebo to dá i za ty drobné co to kupuje, hodí to jako benefit. Vy byste to nebral? Já ano. EV, bohužel nemám.

        Palivové náklady jsem musel přehlédnout. Jak jsem údaje našel, tak je prodávám.

        Je rozdíl kolik toho bude z úvěru, kolik toho jde „za hotové“, navíc je to u každého projektu jinak a pro banku bude projekt, dle velikosti, drobek a dle toho také budou poplatky za rizika. VtE mají myslím kolem 40 milonů korun za MWe, 40 strojů, dejme po 3MW to je 4.8 miliardy korun, Víte kolik byl zisk ČSOB loni? 17.5 miliardy korun. Vklady a aktiva v ní uložená přesáhla bilion.
        (csob. cz/portal/documents/10710/460146/csob-prezentace-vysledku-4q2017-cz. pdf)
        Pro jednoduchost berme bilion, 4.8 miliardy, to jsou 4.8 promile prostředků uložených, vlastně by si ten park mohla asi 4x koupit ze zisku, blok JE za 130 miliard je 13% prostředků. Myslím že ani legálně nemůže takový objem půjčit jednomu subjektu.

        Dále tu máme investiční fondy a tam je také jakási zodpovědnost k investorům, tam také nemůžete, byť některé spravují prostředky ve stovkách miliard až bilionech euro, dolarů či snad i liber, ty by si mohly dovolit takovou akci, ale neudělají to, JE asi nemají správný finanční rating a ani to nikdo nechce dovolit. Nebo snad hodlá vláda ČR říct: „Hej Londýnské City*, chceme stavět JE, máme tu akcií za 10mld Liber, nechce si někdo zainvestovat?“ Nějak jsem to nezaregistroval. Já i jako velmi malý investor si mohu teoreticky koupit podíl v nějakém fondu a takto investovat do OZE, třeba i směšnou částku (v porovnání s objemem fonu), řekněme 10k€, je to nic, ale mohu si koupit podíl v nějaké větrné farmě, mohu toto u plánovaných JE? Mohu přijít za Orbánem a koupit si za 10k€ podíl v PAKSII? Takto můžete redukovat podíl drahých cizích peněz. Stejně můžete snadněji získat peníze na Váš projekt pokud s ním dojdete na burzu za investory. (no asi to nepůjde přes obchodování ale lidi co znají lidi tam jsou) I kdybyste stavěl novou monstrelektrárnu na Viktoriiných vodopádech v ceně třeba JETEII, tak seženete spíše peníze na ni a potřebné vodní stavby kolem (splavy k regulaci, stavidla, přivaděče, tlakové přivaděče…). Proč? Cenu odhadnete snáze, je to celkem ekologické a rozvíjíte Afriku, oboje je cool. A spálit se asi nespálíte, leda že by byl převrat a válka, ale to se už delší dobu nestalo. Mimochodem dneska jsou využity jen asi z 10%. Šlo by vytočit kolem 930MW, točí se asi 100MW.

        (* Londýnské City je neoficiální název bankovního okrsku a přeneseně bank a finančních společností v něm)

        Rusko, v současném stavu je špatné jako dodavatel reaktoru i jako dodavatel plynu, kovů… S mnoha věcmi se tam prostě nějak nedá souhlasit. Ale můžu jim to mít za zlé po tom čím si prošli? Po tom co tam na carismus byl velmi brzy nasazen jistým člověkem režim založený na teroru? Ne, ale není rozhodně dobré to tolerovat.

        Do politiky se mi zacházet nechce, ale Evropa si musí najít vlastní politiku, nezávisle na USA a Rusku. Rozdíl mezi plynem a reaktorem z Ruska je ten že dnes můžu, kdybych byl tedy ředitel nějaké plynárenské společnosti :), vytáhnout mapu zemí produkujících plyn a zemi s LNG terminály, zvednout telefon a objednat plyn třeba z Kuvajtu, zítra z Bruneje a pozítří si dám kubíky někde z USA. Z dodavatelů reaktorů mi zbývá jen Rus a Korejec. Možná Japonec pokud půjdu do BWR, možná Kanaďan pokud risknu CANDU. Ale pokud ednou kopnu do země tak se na 60. let váži k používání značné části technologie z dané země (vzpomeňme na pokusy s hybridní JE v Temelíně, slavně nedopadly)

        U plynu přestává platit závislost jen na jednom dodavateli, s mírnou investicí by mělo být možné sehnat plyn odkudkoliv, to se pak jedná jinak. Víte kolik plynu shoří na flérech jen v KSA? Nemají komu jej dodat. Postrčte je a zítra máte trubku v Egyptském Al Arish a pak buď pod mořem, nebo lodí. To stejné Izrael, Egypt, Kypr (ale tam je to složitější) se třesou na dodávku plynu. Pak máte přirozeně možnost průzkumu v Evropě a mořích kolem, nakonec těžba hydrátů, bylo by dobré je propálit co nejdříve, jestli ty se uvolní do atmosféry skrz GZK, tak potěš pandu. A Rusko ještě přileze aby Vám mohlo plyn dodat pokud hrozí že jej dodá někdo jiný. Přinejhorším jej už pošlete do kolen definitivně. Co udělá? Začne válku? nějakých kolik? 130 milionů populace hroutící se rychleji než v Evropě proti 500 milionům, navíc Rusko má v sobě napětí které by při pouhém oslabení znamenalo okamžité problémy na jihu a v oblastech obývaných Muslimy a dalšími etnickými menšinami.

        Čína jen a pouze čeká, plyn bude spíše přechodná záležitost, jednak mají naplánované desítky hydroelektráren, ale nebude odebírat něco co nepotřebuje. Vztah Rusko-Čína je teď spíš sňatek z rozumu, je tam historické pnutí a Číně by se samozřejmě hrozně líbily zdroje co jsou na Sibiři, surovinami počínaje a hydroelektrárnami, které mohou postavit, konče. Ono Rusko by mohlo získat až 80 % elektřiny z hydroelektráren, ale to je jen ekonomicky využitelný potenciál, bůh ví jak je spočítán, celkový je totiž asi 195 % jejich spotřeby. Jak je to spočtené? Co vynechali? Řeky na Dálném východě při hranicích s Čínou? Nehledě na to, Čína sice staví nějaké JE, ale má obrovské množství nevyužitelné OZElektřiny, neprotlačí to vedením. Ale to už jsme hodně daleko od původního tématu.

        Zálohy, tak pokud si dobře vybavuji Váš tento, nebo minulý komentář, tak počítáte jen s nějakými 6-7GW JE, kde máte jednak elektrárny na ten zbytek (což v kombinaci OZE + Plyn máte vždy výkonu na +- 100% zátěže), ale hlavně těch 666MW (počítám s mírnými úpravami a zlepšením účinnosti 🙂 ) bude málo, i se započtením dvou velkých PPE to nevidím moc růžově. Rozhodně „Jaderný“ scénář zdá se trpí op této stránce obdobnými problémy jako OZE scénář.

        Rozdíl mezi JE scénářem a OZE scénářem je v rychlosti realizace. v OZE můžeme jet paralelně po čtyřech linkách, ministerstvo pro místní rozvoj jede domácí FVE, Baterie atd. ZároveŃ předěláváte flotilu praních elektráren, připravujete rámec a stavíte FVE a také děláte rámec pro VtE a také je stavíte. Tyto tři procesy jedou paralelně a nezávisle, každý z nich má dalších X podprocesů, zatímco se Vám může kousnout jedna a 500MW PPE, paralelně ale běží výstavbě dalších třeba 6, do toho běží stovky ne-li tisíce FVE procesů a desítky VtE procesů… A tolik vidlí v republice nemáme aby se je podařilo zasekat všechny, desatery na JE najdeme. Navíc JE scénář, který potřebuje mnohem více než stavbu 2.4GW reaktorů, bude v našich podmínkách zdržen a přes samotnou výstavbu jen 6 let bude příprava a vše kolem trvat klidně třikrát tak dlouho. A jak jste si možná všiml, nový jaderný zdroj je už teď asi o 8 let pozadu. Představte si naši energetiku jako vlak a v roce 2020 je výhybka, pokud nedojde k pokroku v jednáních okolo NJZ, tak nebude přestavena a budeme poslání chtě nechtě na plynovou trasu. Jelikož je EU nad námi a ta tlačí na emise, tak možná uhelky budou končit, nebo budou omezovány, i dříve než vůbec bude možné zprovoznit náhradu Dukovan. Jak dlouho to může ještě jet? 2040? 2045? Jestli opravdu v roce 2020 nebudeme o kus dál, tak bych se vykašlal na nějakou strategizaci ústupky a realizoval takovou soustavu kroků, která povede k přechodu na plyn. S čistým svědomím se nedá pokračovat v uhelné energetice.

        Problém je, s propojenou soustavou, že na toto není moc dělaná, nebyla a hlavně v regionu hrozí dlouhodobě energetický deficit, to žádný PAKSII, Mochovce 3;4 ani EBO 4 nevytrhne. To by výstavba JE, nebo jen pouhé plánování muselo vypadat jinak. Takto je to jenom náhrada a nedostatečná.

        Pokud se něco nejede, tak se to neopotřebovává, pokud se něco jede, tak se to opotřebovává 😀

        Problém je ale v tom že nikdo nevíme kolik bude stát takové vyřazování, jsou to jenom odhady, ano o částkách ze zákona vím, ale bude to stačit? Mám o tom vážné pochybnosti. Co pak? Nechat tam tu JE nemůžeme jen tak.

        Nejde o úpadek ve smyslu stát zavře, ale ve smyslu hospodářský cyklus dosáhl začátku krize, nebo soused začal vyrábět kvanta levní elektřiny, nebo úrok nám jaksi vystřelil… Podle mne je to celkem reálný scénář. Také by jej mohl odstartovat pokles ceny plynu, nebo třeba dováženého vodíku a celé technologie. Pracuje se třeba na palivových článcích, velkých, na zemní plyn, pokud se tam na místě spotřeby dostanete s cenou proudu pod cenu ze sítě a to ne o marginálie, ale třeba o 25-50%, tak Vám může hrozit odpojování a přechod. Navíc je to v podstatě UPSka , s citlivějšími stroji bude při příznivé ceně volen tento postup než mít zdroj kilometry daleko a spoléhat se na nějakého prostředníka.

        Ehmmmmm… Mám ten váš odstavec o „bioenergetice“ vůbec komentovat? Biopaliva 1. generace EU už roky opouští, krom ČR. EhmEhm, 2. generace se dělá z odpadu a stejně to skončí celkem brzo, nevšiml jste si snah o zavedení EV? FVE nějakou extra destrukci ploch nepředstavují, udělají z pole akorát tak louku, ale zejména jej vyjmou z hnojicího – stříkacího cyklu. Navíc se bavíme pořád o jednotkách procent na celou ČR, která by byla zabrána. Víc toho asi zabírají silnice a další zástavba a to stále roste. Zvláštní že betonování nevadí, ale FVE strašně. Hnojit les jsem tedy ještě neviděl.

        Osobní názor na zemědělství? S okamžitou platností sebrat dotace a škody dát k úhradě. Bez ohledu na to co produkují tu současný model zemědělství vážně škodí, jestli jste neviděl pole s mrtvými fleky, ornici splavenou po bouřce, nebo nečetl o úbytcích půdy a tom jak chtějí aby jim ty škody byly kompenzovány, tedy ten pokles výnosů, doporučuji přečíst.

        Ano, začal globální pokles ceny plynu, ale víte také co to znamená? Vyšší penetraci plynové technologie a zpětně zájem o těžbu, podívejte se co jsem psal nahoře, za humny hoří statisíce kubíků plynu, to stejné v Africe kolem Nigeru, pěkně je to na jednom plakátu National Geographic kde je Země focená v noci. Těch teček z plynu je tam až až. Jestli zde má něco šanci v dohledné době chytit pozitivní zpětnou vazbu tak je to právě plyn. Zejména protože je stále dost i klasických zdrojů, které se v současnosti nevyužívají. Navíc je velmi žádoucí co nejdříve vypálit zásoby jeho hydrátů protože jeho ohřívací potenciál je asi 20x takový než u CO2.

        Ano, je to fosilní zdroj, ale jeho nasazení bude nejrychlejší a nejrychleji může umožnit omezení emisí i dalších škod na ŽP. Nevím z jakých dat vcházíte, ale mnoho toho co se o břidlicích a těžbě píše se dá tak akorát vzít a hodit do kamen, záleží dost na tom co uděláte s tou kapalinou, ale věci typu vodovod s plynem jsou fakt už moc. Navíc by musel případně existovat takový mechanismus, kterým se kapalina ze stovek metrů samovolně dostane do asi 0-10m pod povrchem.

        • Milan Vaněček napsal:

          Carlosi dík za obšírnou odpověď Něměcovi, mě už to unavuje s ním diskutovat.

          • Miloslav Maršík napsal:

            Zdravím Vás pánové. Můžete mě někdo ujasnit, jak jsou schopny třeba FV elektrárny regulovat jalový výkon v síti? Děkuji.

          • Carlos napsal:

            Pane Maršíku, asi se ptáte špatných lidí, pan Vaněček je odborník přes solární články, ale ne přes měniče a já také střevům měničů nehovím.

            Ale zkuste se podívat na stránky IEEE nebo třeba do materiálů Siemense či ABB a zadat si něco jako Inverters with power factor regulation. Otázka je jak moc významné to je u malých zdrojů v desítkách kW (nevím smí to třeba dodávat MVE a bioplynky?), pokud se budeme bavit o velkých zdrojích, tak tam už to asi nějak řeší. Vím že jsou třeba kompenzátory pro továrny (velká skříň s kondenzátory a relé), třeba takové řešení půjde zvolit i u FVE. Hlavně by se mělo kompenzovat všechno co jde, ne sice třeba v domácnosti, i když jestli máte nějakou cirkulu, nebo klasické čerpadlo tak asi by to stálo za probrání s elektrikářem.
            (jinak pěkný článek o kompenzaci jalového výkonu odbornecasopisy. cz/elektro/casopis/tema/individualni-kompenzace-jaloveho-vykonu–11095 )

            Další věc co se dnes musí řešit je třeba nerovnoměrný odběr u spínaných zdrojů, nebo i usměrňovačů, jestli jste viděl jak třeba vypadá proudový odběr jednoduchého usměrňovače s kondenzátorem, tak to jsou takové „zaječí uši“, spínané zdroje jsou také kapitola pro sebe a snad by už měly být dostupné nějaké s korekcí odběru. Otázka je jak je to složité a jestli je to možné sehnat jako DIP 6, DIP 8 integráč, jako se dělají můstky ( někde v šuplíku mám takový 150V AC/2A), za rozumnou cenu (<15Kč), pak je jedno asi jestli do obvodu dám můstek, nebo takový usměrňovač.

            Myslím že co se týče kompenzování, tak je tu ještě prostor pro zlepšení v rámci současných technologií. Celkem by bylo zajímavé znát údaje pro elektrizační soustavu, zejména distribuční konec, kolik jalového výkonu jde z běžné obecní sítě a jestli by se nedal dostupný výkon, i bez nových transformátorů, získat umístěním nějakých automatických kompenzátorů do trafostanice.

        • Martin Prokš napsal:

          Dobrý den,
          Váš komentář je velmi dlouhý a probírá hodně témat, bylo by lepší to rozparcelovat podle témat. Vyjádřím se k prvnímu.
          > A co třeba taková možnost mít alespoň část ceny účtovanou on-line, na základě ceny
          > na burze? … Nezapomínejte ani na domácí úložiště u FVE, nebo jenom samotné baterie,
          > toto by uměly smart grids také využít.

          Předesílám, že nejsem na toto odborník, jsem zajímající se laik – strojní konstruktér.

          Já osobně mám problém s pojmem smartgrids, protože nechápu co by to mělo být. Ale to nechme stranou. Jestli považujete za SmartGrids elektroměr co má v sobě průmyslový počítač, umí minutové odečty a komunikovat nějakým kanálem s centrálou (předávat data, přijímat povely), pak to je již v některých lokalitách realita několika let, ale podle mě to není žádná zázračná chytrost která by něco dokázala zásadně změnit. Distributor a ČEPS podle toho lépe dohledávají závady a černé odběry, snadněji vypnou neplatiče bez nutnosti fyzické návštěvy (riziko napadení pracovníka, nedovolení přístupu k elektroměru/centrálnímu jističi agresivním neplatičem) a provádí dálkový odpočet bez potřeby armády sezónních brigádníků.

          Účtování energie koncovému zákazníkovi podle burzy je nepochopení stávajícího trhu s elektrickou energií. Těch burz je několik různých typů:
          Dlouhodobé – týdny, měsíce až roky dopředu
          Krátkodoběší – denní až 15minutové – nebo už jsou i kratší?
          Protože kapacita vedení je omezená, je třeba plánovat kolik cca kdy poteče, kdy a jak rozložit zátěž, kdy lze linku/zdroj vypnout a provést údržbu.

          Cílem je tedy co nejlépe a nejvíce prodat elektřiny na dlouhodobých burzách distributorům. Distributoři musí co nejlépe odhadnout potřeby svých zákazníků (statisticky při velkém množství zákazníků to lze dobře) a tak nakupují na dlouhodobých burzách co nejlevněji a tím tvoří plán odběru. Dodavatelé a síť vědí kdy kolik bude potřeba a síť lze uřídit.

          Krátkodobé burzy pak jsou určené pro rozdílovou energii – přebytky či nedostatky vůči těm delším odhadům.

          Distributor tedy nakupuje z mixu různých burz s různýma cenama. Nejvíc nakoupí na dlouhodobé burze kde nakoupí za vhodnou stabilní nízkou cenu a pak doplňkově dokupuje za různé ceny menší a menší množství na krátkodobých burzách aby dorovnal odchylky od plánu. Zákazníkovi pak účtuje nějakou váženou průměrnou cenu + obchodní přirážku. Nebo vám může udělat časová či výkonnostní pásma s vyšší cenou a nižší cenou a podobně. V principu to ale stále je to samé.

          První problém je, (nevím jestli jde) se připojit bez distributora, nebo uzavřít s distributorem smlouvu, že Vy nebudete zahrnut do plánů nákupu a bude se pro Vás nakupovat a účtovat přímo na krátkodobých burzách vždy 15 minut dopředu. Jenže pak musíte trvale predikovat svou spotřebu na těch 15 minut dopředu. Nevím o tom, že by šlo na burze nakupovat bez plánu zpětně – za elektřinu spotřebovanou za minulých 15 minut, ale možná se mýlím.

          Druhý problém je, že když to udělá dostatek významných zákazníků, jakákoli predikce sítě a potřebnosti zdrojů končí a řízení sítě jde do někam. Respektive musely by se nasadit zcela jiné mechanismy predikce a řízení, v principu méně dokonalé. Elektrická síť je tvrdý dynamický systém s mizernou pružností, který jede dle Maxwellových rovnic elektrodynamiky. Přinejmenším než budou k dispozici superrychlé akumulace, které podle potřeby v rozsahu deseti vteřiny až desítek minut umí měnit desítky MW akumulace na desítky MW výroby při dodržení sinusovky a účinníku a obráceně. Nemluvě na narážení na limity vedení, když budete mít jen mizernou možnost predikce. To reálně ve velkém měřítku nejde – alespoň v tomto desetiletí určitě ne.

          A to je jen na Váš první odstaveček/téma z asi 15ti co jste nacpal do jednoho příspěvku…

        • Něměc napsal:

          Hezký večer pane Carlosi,
          Na začátek komentáře mám jednu technickou poznámku. Když se bavíme o elektřině, tak se nebavíme o proudu, ale o elektrické energii. Na burze nenakupujete proud v ampérech nebo v ampérhodinách, ale nakupujete elektrickou energii v kWh. Na sociálních sítích bych tuto terminologii pochopil, na odborném fóru nikoliv.
          Takže k věci: Mít část ceny elektrické energie účtovanou online… Zajímavá myšlenka to je. Ale jak velkou část ceny el. energie tvoří platba za spotřebovanou energii? Většina ceny je tvořena poplatky za distribuci, rezervovaný příkon, podporu OZE, daně a jiné. Tyto poplatky jsou vázány na spotřebu, nikoliv na místo nákupu energie. Navíc řada těch poplatků bude s přibývajícími OZE růst a tím bude klesat i efekt online účtování. To zejména ta podpora OZE a poplatek za distribuci. Ono totiž vytvořit novou infrastrukturu s přívlastkem SMART nebude zadarmo. A nejde jen o dálkové řízení spotřeby přes digitální komunikační sítě, ale i různá uložiště, bateriové systémy, kompenzační zařízení, HVDC přenosy napříč kontinentem, regulační transformátory s řízením fáze pro vedení ZVN a jiné další zařízení pro přenos a distribuci energie z OZE. Já v běžném životě nevidím moc prostoru pro přenechání spínání domácích spotřebičů na někom nebo na něčem z venčí. Ono to HDO vhodnou legislativní úpravou by mohlo být více využitelné než nyní. Stačilo by, kdyby časy spínání nebyly dané pevně, ale mohly být flexibilní. Stejně tak musí dnes spotřebitelé splnit řadu zbytečných kritérií, aby mohli mít dva tarify. Legislativní úprava řízení HDO by vyšla podstatně levněji než budovat nový systém, který bude mít nižší spolehlivost (spolehlivost digitálních komunikačních sítí je celkově nižší než sítě elektrizační) a stále by hrozil útok nějakého hackera. Nevím, do jaké míry by bylo nákladné upravit telegramy HDO pro např. třetí tarif.
          Osvícenost některých zaměstnavatelů bych tady nerozebíral. Neříkám, že to není zajímavá úvaha, ale při pohledu do výroby v našich podnicích bych viděl důležitější benefity. Například kvalitní ventilaci prostor kde pracují svářeči. Když od zaměstnavatele dostanete podobnou kartu o níž píšete, tak znevýhodníte lidi, co jezdí do práce MHD, na kole nebo pěšky jako třeba já. Když už takovou kartu zaměstnavatel nabídne, tak nemusí být vázána jen na odběr na jeho parkovišti, ale můžete ji využít i jinde a v jiném čase tam kde bude nabíjecí stanice. Z energetického hlediska je nabíjení přes den také nesmysl i v případě, že energie bude kryta jen z FVE a PPE. A to proto, že přes den spotřeba přirozeně větší než přes noc. Dovolím si malou úvahu. Denní maximum je oproti nočnímu minimu řekněme o 3 GW vyšší. Pokud si uměle spotřebu budu přes den navyšovat nabíjením elektromobilů, přidám například další např. 3 GW. To máme nějakých 6 GW rozdíl oproti noci. Pokud ve fotovoltaice bude instalováno nějakých 6 GWe, tak v ideálním slunečném dni nám to pokryje jen FVE a záložní výkon 6 GW potřebný pro případ minimální dodávky z FVE bude stát. V den kdy ale bude slunce schované celý den (typicky prosinec, leden a únor), tak bude nutná záloha 6 GW startovaná ráno a přes noc stojící, ale s nutností připravenosti na ranní start (vícenáklady). Pokud budeme nabíjet přes noc, jak jsem psal já, tak při minimální dodávce z FVE bude dostačující záloha v PPE jen 3 GW, která bude pracovat po celý den i noc bez výraznějších změn výkonu (jen idealizovaný příklad). Pokud by FVE v létě dodávala maximum tj. 6 GW, tak 3 GW pokryjí denní špičku a energii dodanou zbytkem instalovaného výkonu FVE by bylo nutné akumulovat a přeložit na noc. Podotýkám, že FVE má roční využití výkonu jen 10%.To nám říká, že kvůli 36 dním v roce, kdy by FVE ideálně pokryla jak přirozenou denní špičku tak i nabíjení musím po zbytek roku držet zálohu 6 GW v PPE, který i v době dodávky z FVE budu muset držet v teplém stavu, pro případ, že druhý den slunce dodá jen polovinu toho co má nebo dodá jen minimum. Ona totiž předpověď počasí má taky nějakou přesnost. A v případě chybné předpovědi by nedostatek výkonu přes den mohl bolet také více než při dobíjení přes noc. Dalším aspektem jsou ztráty v síti úměrné druhé mocnině zatížení. Proto i z hlediska ztrát v síti je výhodnější rovnoměrné zatížení než výrazné denní špičky. A stále platí, že přes noc je doprava neporovnatelně menší než přes den, tj. auta stojí v klidu na parkovišti.
          K tomu financování JE napíši jen krátce. Roční zisk ČEZ byl 20 mld Kč za rok 2017. Pro mě by byla lepší cesta ponechat zisk ČEZu na jeho kontě a nefinancovat z něj státní rozpočet. O JE se mluví už dávno. Už dávno se mohlo šetřit. Kdyby stát ČEZ nedojil, tak financováni mohlo být jinde. Je mi zcela jasné, že banky nemají JE rádi. Pro banku je výhodnější úvěrovat technologie s krátkou životností a v celkovém měřítku mnohem dražší. Jak je to u JE? Ta se postaví, po 20 letech se splatí úvěr bance a dalších 40 let nikdo banku nepotřebuje. U OZE a celou další podpůrnou technologií je to tak, že se splatí po 15 letech úvěr, pak to 5 let funguje, dá se to do šrotu a nové se opět instaluje s novým úvěrem a tak se to opakuje. Pro banku je to ideální. Banka je šťastná, investor taky, a zfanatizovaný zákazník platící třikrát větší účet za elektřinu taky. No jo, dlouhý život JE není vhodný pro každého. Obecně lze říct, že to co je v zájmu bank, není v zájmu prostého člověka.
          Ok, Rusko pro Vás není dobrý dodavatel JE ani plynu. A to, že Čína má historický vývoj podobný a je hlavní dodavatel FVE modulů je ok? Ono celkově je otázka jak je to s tou Asií a výrobou FVE článků. Při pohledu na časový vývoj ceny FV panelů a jejich rozložení výroby po světě je vidět jistá korelace. A to ta, že v Číně postupem let rostla výroba panelů a v Japonsku, USA a Evropě postupně klesala. Příslušné grafy jsou k nalezení na internetu. Celý tento proces přesunu výroby byl doprovázen dramatickým poklesem cen. A teď můžeme bilancovat nad tím, proč k tomu došlo. Kdyby totiž byl pokles cen záležitostí technického pokroku, tak by se výroba udržela i v západních státech bez problémů. Protože automatizované výrobě je jedno jestli ji obsluhuje Číňan, Japonec, Američan nebo Němec. Kdyby to byla kombinace levné pracovní síly a technického pokroku, tak by se výroba z Německa přesunula do východní EU nebo Mexika, tak jako v případě automobilek, protože si nemyslete, že plat Čínského inženýra je nižší než plat inženýra v ČR. Když můj zaměstnavatel zakládal fabriku v Číně, tak tady v ČR bylo pár čínských kluků na zaučení. V hospodě došlo i na debatu o platech. Ač on byl čerstvý absolovent, tak jeho plat byl dvojnásobný oproti mému platu a přitom vzdělání a pracovní pozici máme stejnou. Takže tam bude jiný důvod, proč ta Asie tu výrobu FVE stáhla na jejich území. Technický pokrok a automatizace hrály určitou roli, ale ten hlavní důvod jsou nižší ceny elektřiny a podstatně mírnější ekologické limity pro vypouštěné znečištění při výrobě. Dokonce o tom píše i Greenpeace, která fotovoltaiku blahořečila. Na google je o tom článků dost… Navíc podle různých grafů ze stránek V. Británie byl vidět hlavní pokles cen FVE od roku 2010 do roku 2014. To bylo ročně o desítky procent. Od té doby cena sice klesá, ale v jednotkách procent ročně. A pokud Čína začne ekologizovat výrobu, tak cena bude nejspíš stagnovat a tím kompenzovat další pokles cen, který by zapříčinilo zlepšování technologie výroby. A jak říkal pan Vaněček, cena vlastního FV panelu začíná být tou menší částí celkové ceny instalace.
          K plynu asi toto. Vystavět plynovod v okolí Evropy je velká politika a může být i složitější než plánování výstavby JE. Zasahuje do toho Rusko a celá řada jiných států v jejichž zájmu to rozhodně není. Dodavatelů je spousta, ale žádný nebude chtít prodat plyn pod cenou na burze. A cena na burze může být dosti variabilní. Teď je pár let klidná, ale jaká bude za deset let? Za 15 let? Ceny na burze ovlivňuje tolik faktorů… Nějaký mamlas někde něco řekne na BBC nebo CNN a ceny letí vzhůru. Válka v některé oblasti může s cenami taky zatřást docela znatelně. Ještě před pár lety byla cena rozkolísaná mezi 3 – 13 USD/GJ. Dnes jsme kolem 3 USD/GJ, kde je záruka, že se ta cena za pár let nevrátí zpět? To by potom energetika EU poslala naši konkurenceschopnost někam úplně jinam. Vozit plyn loděmi pro velkou část EU je drahá a neekologická utopie.
          Jelikož nejsem důchodce ani student, mám rád ženy a sport, tak nemám jaksi čas poslední třetinu Vašeho článku podrobněji komentovat. Proto to shrnu asi takto. Pro mě a pro drtivou většinu normálních techniků a ekologů je na prvním místě energetika s co možná nejnižším množstvím emisí. Brát množství vypouštěných emisí podle oteplení planety do 2 stupňů je konina. Kdo a na základě čeho to stanovil? Máme nějakou konstantu úměrnosti? Tedy kolik milionů tun CO2 oteplí planetu o nějakou teplotu? Nikdo dnes není schopen říct se stoprocentní jistotou, zda existuje antropogenní vliv na globální oteplování. Jsou to jen dohady. K energetice: Diagram denního zatížení má nějaký tvar a všechny zdroje mají nějaký charakter a hodí se v diagramu denní spotřeby na určité místo. Pokud jeden z těch zdrojů přesahuje určitou mez, ať už je to FVE, PPE, VTE nebo JE, tak jejich pozitiva začnou zastírat negativa způsobená jejich nadvýrobou a nutností vícenákladů na různá protiopatření a tím se přínos tohoto zdroje začne snižovat. Vidím to jako hledání minima u matematické funkce, která má mnoho parametrů a celou řadu proměnných. A právě ta její nejednoznačnost umožňuje tyto debaty. Taky je možné, že tato funkce má těch minim více…

  4. Carlos napsal:

    Pane Prokši,
    hned na začátku musím říct že se také zabývám spíš jedničkami a nulami než kiloampery, nicméně to tohoto oboru strkám nos co to začalo být před asi deseti lety zajímavé. Od té doby jsem se dopracoval přes všemožné peripetie a dost velké objemy článků od toho „jádro je jediná schůdná cesta“ ke stále se vyvíjející sadě názorů jejíž aktuální verzi teď vidíte.

    Chytrý elektroměr, ano je to buzzword, ale vzhledem k tomu že ještě nedávno byly všude elektroměry s ferarrisovým diskem jsou poněkud chytré, jsou jen jedna část celého systému. Vzhledem k jejich známým polohám například můžete snáze předvídat hrozící poruchové stavy, lépe předvídat vývoj spotřeby, atd. což se vám projeví jinde, ale to uživatel nevidí, to uvidíte až jich bude třeba 75-80 % a někde budete mít ve stodole hromadu černých skříní které budou všechno analyzovat a vyhodnocovat. A ano, jedním z jejich výstupů bude i spínání tarifů, respektive spotřebičů, tarify budou dělat asi menší skříně v sídlech prodejců elektřiny. Pokud by byla síť vybavena dostatkem PST můžete aplikovat možná algoritmy které brání přetížení páteřních linek internetu a obejít tak Kirchhoffovy zákony v elektrické síti.

    A jste si jistý že současný dlouhodobý model bude aplikovatelný v momentě nasazení více a více menších zdrojů na hladinách 400V-110kV? Tam také budou hrát zákony velkých čísel roli. Dále predikci na 15 minut by měl zvládnout už celkem normální počítač, nebavíme se v ten moment o celé síti ale o desítkách tisíc odběrných míst, to by neměl být problém. Jde o to jak velký stroj na to nasadíte a jaký algoritmus. Když to vezmu takto, mikrokontrolery umí jet jenom vzorkování signálu někde na 44kHz, kolik bude stačit síti? 10kHz? 1kHz? Dost času na to abyste možná měl větší problém s nevšímáním si přechodných jevů než s tím že data nezískáte. Teď je to jenom otázka jak to zanalyzovat.

    Asi se rozcházíme v několika bodech, například já počítám s tím že, obchodník s proudem (za případné předchozí zmatení se omlouvám, distributor je správce drátů), má nějakou datovou farmu, tam se mu sbíhají data o tom kolik jeho zákazníci odebírají a z toho a historických dat se počítají trendy, na základě toho a třeba výstupu z aladina ví kolik má nakoupit. Ale to se dostáváme do bodu a otázky kdy musíme vázat několik systémů dohromady. Takže pro Vás se nic nemění, mění se model někde na centrále kdy obchodník na základě nějakých extrapolací bude schopen řídit nákupy a podle toho stanovit cenu.

    Ano pořád to budou pásma, ale zatímco nes jsou asi tak dvě, tak v budoucnu by mu mohl systém chytré sítě umožnit udělat, třeba 3, dobře, má 3, posílá to 1 bajtem, ten má 2^8 kódů, může udělat 4? Může. Může 5? Může, může třeba 100? Ano, proč by ne? V určitý moment se to pásmování z pohledu člověka změní ve spojitou veličinu. Nebo bude posílat rovnou částky které má ten elektroměr brát jako cenu. A v momentě kdy se objeví někdo s dynamickou sazbou se to pomalu začne stávat standardem.

    Ano, elektrická síť má mizernou pružnost, staré DC sítě na tom byly mnohem lépe co do pružnosti, baterie na přímo a regulátor otáček také nemusel být tak přesný, nicméně se podívejte jak se chová dneska chová baterie od Tesly v Austrálii. Reaguje pomalu rychli než jiné systémy. Jak to má se sinusovkou a deformacemi, jalovým výkonem nevím, to je pravda, ale zřejmě dost na to aby to mělo pozitivní vliv na síť.

    • Něměc napsal:

      Carlos,
      Vaše komenty ohledně smartgrids nevím proč, ale přijdou mi prostě odtržené od reality běžného dne. Je mi jasné, že svoje jedničky a nuly rád cpete všude kde to jde. Technické řešení nijak nerozporuji, je určitě možné. Nicméně předpověď spotřeby léta funguje na statistických výpočtech a funguje celkem přesně. Chápu, že Vaše algoritmy dokáží přesnost zvýšit, nicméně nevidím až tak znatelně ten zásadní přínos v kontextu nákladů které by to pravděpodobně mělo. Více a více malých zdrojů připojovat do sítě 400 kV si máme představit jak? Připojit FV panely o 100 kW přes trafo na zmíněnou hladinu? Připojit cokoliv do sítě 400 kV je mimořádně nákladné a musí pro to být jasné technické a ekonomické důvody. Samostatný zdroj pod nějakých 150 – 200 MW nikdo do sítě 400 kV připojovat nebude.
      Stejně tak jako PST trafa neobcházejí Kirchhoffovy zákony, ale pouze upravují podélnou impedanci vedení tak, že výkony (resp. proudy) se přerozdělí v síti na základě Kirchhoffových zákonů. Výpočtové modely pro tyto větvové proudy dávno existují. PST trafo umí z linky kde je instalované výkon vytlačit do okolních linek a tím přetíženému vedení odlehčit. Jsou i naopak systémy FACT systems, které umí podélnou impedanci kompenzovat pomocí kondenzátorů a tím naopak na vedení stáhnout zatížení z okolí.
      Když píšete o té australské baterii. Jak tedy podrobněji vypadá ta síť v níž je zařazena? Ono to totiž nemusí být z ekonomického a technického hlediska automaticky přenositelné do EU.

      • Carlos napsal:

        400V-110kV! Podívejte se ještě jednou 😀

        Z vnějšího pohledu, no záleží jak to přesně rozebereme, to na jistý druh obejítí vypadá, ano bude pořád platit, ale už jaksi poslouchá on vás a ne vy jeho, PST a další systémy by mohly velmi pomoci s kapacitními problémy které dnes v sítích jsou.

        Na jakém principu ty metody jsou založené? Jedná se o nějakou iterativní záležitost, nebo se jedná o složité soustavy rovnic?

        V závislosti na výpočetním výkonu by se dalo z předpovědí pro jednotlivé prvky možná určit lépe jejich chování. Pokud si to představíme jako nějaký strom (uspořádání prvků), tak se dá možná líp předpovídat co se bude dít na základě jednotlivých prvků. Navíc by to mohlo být co do rozšířitelnosti pružnější, pokud by měla existovat každá rozvodna jako model, tak by se musela s každou změnou skladby odběratelů a výroben měnit i ten, pokud by se to nechalo jako nějaký strom, tak tam lze vkládat a odebrat prvky zcela bez problému.

        Teď je otázka jak ty dva modely třeba spojit. Je možné aby na stromové bázi pracovala každá trafostanice 110/22kV? Nebo se dá strom použít až v síti 230/400V?

        Nejlepším řešením ovšem bude až bude technologie tak daleko že se od sebe jednotlivé části elektrické sítě výkonově izolují, tedy až se podaří dostat do stavu kdy odběr spotřebičů bude v jiné obě než odběr ze sítě, ale to vyžaduje vyrovnávací baterie, které jsou zatím drahé.

    • Něměc napsal:

      Líbí se mi, jak každej podobnej futurista spíná doma spotřebiče podle potřeby energetiků, ale nikdo není sto, zcela bez energetického pohledu na věc vysvětlit, jak taková běžná rodina bude fungovat, když se jí budou doma spotřebiče spínat dle potřeby energetiků.
      Ono v té domácnosti to má určitý řád a denní cyklus většiny spotřebičů se řídí především denním cyklem lidí. Vyjmenujte mi spotřebiče, které v běžné domácnosti může ovlivnit někdo jiný než já sám.
      Podle toho co píšete vlastně ani dnes ta energetika bez vašich algoritmů nemůže fungovat…
      Ono je kolikrát problém, aby výpočetní metoda co řeší rozložení výkonů v rozsáhlé síti konvergovala ke správnému výsledku a to je tam jen pár stovek uzlů (rozvoden) kde každá větev propojující dvě rozvodny má dvě rovnice, parametry vedení jsou komplexní se zahrnutím všech prvků soustavy. Vy byste chtěl sítě 400 kV řídit pomocí milionů vstupů, které jsou hluboko v sítích NN, tedy elektricky neskutečně vzdáleny od nějakých PST traf. Na co ? Proč? K čemu?

  5. Carlos napsal:

    Pane Němče,
    snad jsem Vás tím zjednodušením nějak moc nepopletl, přece jenom jsme na internetu a ne na odborné konferenci, tak jsem použil, i vzhledem k délce textu, trochu běžnější jazyk. Domluvme se ještě ale na jedné drobnosti, v těch dlouhých komentářích se špatně hledají české odstavce, používejme raději anglosaské vynechané řádky, je to přehlednější.

    No to máme nyní takový stav že máme v ceně pro koncového zákazníka příliš mnoho poplatků, proto je třeba nasadit lepší systém podpory, nebo vůbec legislativní rámec. Poplatek za distribuci by se, podle mne, měl mnohem více vázat na rezervovaný příkon, než na odebrané množství energie, přece jenom je rozdíl jestli odeberu 2,4kWh za 10h, nebo za hodinu, klade to zcela jiné nároky na infrastrukturu. A ano, bude se do ní muset investovat, ale je třeba otázka jestli není infrastruktura dnes podinvestovaná (jako je silnice a dráha), mám neblahé tušení že se 25-30 let jelo tak nějak setrvačností, ale to asi na celém západě. (trochu koreluje s filosofii outsourcingu v průmyslu) Ale tím si nejsem jistý.

    Kolik je ještě volných kódů HDO? Kolik desítek či stovek to je? Pokud je ten telegram v nějaké formě binárního kódu, tak by to šlo, co jsem se díval tak je to něco co by mohlo tak nějak fungovat, na některých je k dispozici zhruba 122 impulsů, pokud by se to dalo použít, i díky podstatě signálu s pevnou délkou mezer, k přenosu binární informace, lze poslat 15 bajtů, tedy už dost slušnou informaci. Pokud tam budete mít nějaký protokol nad tím, tak to bude chodit i po něm a po částech, ale to riskujete dost nepříjemností spojených s chybovostí přenosu.

    V počítačové síti je samotný datagram možné zašifrovat celkem bezpečně, pravda, problém by mohl být s DDoS útoky, ale zase pokud by to běhalo na nějaké vlastní GSM síti, tak ten problém odpadne, nebo je přinejmenším menší.

    Je to rozhodnutí zaměstnavatele a je jistě možné že požadavky od zaměstnanců budou a toto je zrovna ten typ co by projít mohl.

    Energeticky je to pitomost s dnešní flotilou elektráren, pokud ale bude růst výkon FVE nad určitou mez, tak tento problém ze systému bude mizet. Mít jen 6GWp FVE je hloupost, potenciál je tu klidně pro dvoj, nebo i desetinásobek. Už jen se současnými PVE by bylo možné jít přes 7GW. Navíc, pokud by se mělo do budoucna maximalizovat využití OZE a za tím účelem vznikaly další PVE, tak poroste možný výkon jak FVE, tak VtE a tím jejich podíly i v době minimálních dodávek. Navíc pokud se podmínky nastaví tak aby se vyplatily velké akumulační kapacity, tak záloha 6GW zase spadne třeba na ty 3GW, protože část potřeby bude pokryta pomocí zdrojů, které po dobu několika měsíců v roce zajišťují v kombinaci s OZE chod elektrizační soustavy. Vzhledem k tomu o jaké výkony by se jednalo a o jaké kapacity by šlo (cca 5GW po dobu 8-10h), by neměla ani tato změna představovat do budoucna problémy. Jinak tedy nevím kde jste přišel na těch „jen“ 36 dní. Z hlediska ztrát v síti hlavně bude záležet na tom jak a kde budou jaké zdroje rozmístěné, pokud to uděláme všechno na pár místech centrálně, problém to bude, pokud se to podaří vhodně rozprostřít, tak problém takový nebude.

    Ano, stát zbytečně dojí své podniky, ale nevím jestli se chceme pouštět do debaty o státu a jeho přebujelém uspořádání. Ovšem kolik JE a jak rychle by si i tak mohl dovolit postavit? Ať počítám jak počítám (mimochodem 20mld je nějak mnoho se mi zdá), tak by to nestačilo ani na najetí postupného obnovovacího režimu. Pokud by opravu šlo bokem 20mld ročně, tak za 60 let je to 1200 mld, pokud nový blok stojí 150mld a bude jich třeba minimálně 10, tak je to 1500mld, někde chybí dalších 300mld. Vaši „obecnou implikaci“ o bankách beru tak na hraně s konspiračními teoriemi. V první řadě investiční fondy pracují trochu jinak, těm jde o těch posledních 5 let, kdy je ta elektrárna zaplacená, naopak při financování úvěrem jde o to mít subjekt co nejdéle na háčku. Takovému velkému fundu by se tedy spíš vyplatila JE, ne? Přesto do nich neinvestují, asi v tom bude něco jiného ještě. Například to že posledních X staveb v normálních zemích dopadlo finančním průšvihem.

    Tak se podívejte na další grafy z té doby, například redukci potřebného materiálu nebo přechod z využívání odpadu z výroby jiných polovodičů na cílenou výrobu polysilikonu atd. Rapidní pár ceny neudělá jenom nějaká ekologická regulace nebo cena proudu, podívejte se sem: washingtonpost. com/business/economy/prices-flat-in-polysilicon-market/2013/07/23/914479d0-f3e4-11e2-9434-60440856fadf_graphic.html?utm_term=.0c2e16d801e9
    takto se nechová surovina kde roli hraje regulace a cena proudu, takto s chová surovina s omezeným množstvím zdrojů v momentě kdy po ní roste sháňka a prostě není jak ji rychle dodat.

    Ano plyn je politika, proto také říkám že je vhodné či nutné toto řešit tankery a terminály. Co udělá Rusko? Začne námořní blokádu? Napadne dané země, nebo si troufne na EU a odpálí tak globální konflikt bez vítěze? Neberte mne za slovo v tom co teď napíši, ale jedna pitomá Saúdská Arábie by Rusko ekonomicky položila a zvládla je i vnitropoliticky destabilizovat.

    Vezměte si ale že krom ceny na burze má také snahu, pokud máte dost zdrojů, jich co nejvíce prodat za co nejvyšší cenu, nebo na chvíli cenu podstřelit, vycukat konkurenci… Burza je svého druhu hra, takže bych z obrovského růstu cen strach neměl, navíc plynu by mělo být na světě mnohem více na mnohem více místech než je ropy. Pořád by mohly být tankery ekologičtější než pálení uhlí.

    Ty konstanty jistě existují, ale spíše to bude nějaká funkce to popisující. A zatím nemáme lepší vysvětlení. Ano možná bychom s tím levněji dovedli bojovat tím že začneme masivně zalesňovat, ale myslíte že se to podaří? Mám vážné obavy. Víte možná by to CO2 nevadilo kdybychom měli krajinu funkční, jenže celosvětově je znčená a vážně narušená, takže máme problémy s vodou, lesy a podobně, takže jestli si za Svatopluka užívali teplíčko o dva stupně výše než byl dlouhodobý průměr v 90. letech, tak to nevadilo, protože krajina fungovala, nebyla odlesněná a nebyly v ní narušeny základní vlastnosti a procesy. V dnešní krajině chybí například 4 mld kubíků akumulační kapacity pro vodu, v Mexiku, Íránu a pod. se čerpají zvodně tak rychle a takovými objemy, do toho se co šlo zregulovalo, že si krajina viditelně sedá, doslova ji vysávají, buď budete muset omezit jedno, nebo druhé, zatím vypadá že méně bolestivým krokem, navíc dle oboru s dalšími pozitivními externalitami, je omezování emisí.

    Ano, také to vidím jako hledání nějakého minima nějaké funkce, ale pro množství vstupů jich opravdu asi bude více a zejména bude záležet na výstupech.

Napsat komentář

Vaše emailová adresa nebude zveřejněna. Vyžadované informace jsou označeny *