Konec roku 2019 znamená rovněž konec provozu pro další německý jaderný blok. V provozu tak od letošního roku zůstane v Německu ještě 6 jaderných bloků, přičemž poslední z nich by měly elektřinu vyrábět do konce roku 2022.
Německo se spolu se začátkem roku 2020 opět o krok přiblížilo ke svému cíli ukončit výrobu elektrické energie v jaderných elektrárnách. S koncem roku 2019 skončil i provoz jaderné elektrárny Philippsburg 2 s instalovaným výkonem 1468 MWe, kdy po Novém roce zůstává v zemi v provozu už pouhých posledních 6 jaderných reaktorů.
Německo plánovalo ukončení provozu jaderných elektráren do konce roku 2022 již na začátku tisíciletí, později se však vláda rozhodla životnost bloků prodloužit. Po <a href="https://oenergetice.cz/elektrina/nasledky-havarie-v-jaderne-elektrarne-fukushima-daiichi/" target="_blank" rel="noopener">havárii v japonské jaderné elektrárně Fukušima</a> v roce 2011 nicméně bylo rozhodnuto o návratu k původnímu plánu.
<blockquote>„Každá uzavřená jaderná elektrárna je vítězstvím v desítky let trvajícím boji proti nebezpečné jaderné energii,“ <a href="https://www.reuters.com/article/us-germany-nuclearpower/germany-takes-nuclear-plant-offline-final-six-to-close-over-two-years-idUSKBN1YY0VW" target="_blank" rel="noopener">uvedl podle agentury Reuters</a> Olaf Brandt, předseda Německého svazu pro ochranu životního prostředí a přírody.</blockquote>
Společnost EnBW, která jadernou elektrárnu provozuje, v pondělí uvedla, že <a href="https://www.enbw.com/unternehmen/presse/pressemitteilungen/presse-detailseite_222720.html" target="_blank" rel="noopener">blok bude od sítě odpojen 31. prosince okolo 7. hodiny večer</a>, tedy 5 hodin před půlnocí, která byla stanovena německou legislativou jako nejzazší možný termín.
<blockquote>„Bezpečnost jaderné elektrárny Philippsburg 2 pro nás zůstane nejvyšší prioritou až do posledního dne provozu. Před několika měsíci jsme tak, navzdory blížícímu se ukončení provozu, provedli komplexní, asi čtyřtýdenní revizi s četnými údržbovými činnostmi,“ komentoval ukončení provozu Jörg Michels, vedoucí divize jaderné energetiky u EnBW.</blockquote>
V letošním roce by měly být odstraněny obě chladicí věže druhého bloku, čímž započnou práce na demolici a demontáži bloku, které mají trvat 10 až 15 let. Druhý blok se tak připojí k sousednímu prvnímu bloku, který byl odstaven již v roce 2011, a v současné době je vyřazován z provozu.
<h2>Druhý blok končí po 35 letech provozu</h2>
Druhý blok jaderné elektrárny Philippsburg zahájil dodávky elektrické energie do sítě poprvé 17. prosince 1984. Za 35 let provozu blok vyrobil přes 375 TWh elektrické energie, přičemž ve spolkové zemi Bádensko-Württembersko pokrýval přibližně šestinu celkové spotřeby elektřiny.

Elektrárny v Evropě

S koncem roku skončil i další jaderný blok v Německu, zbylých 6 ukončí provoz do 3 let

Společnost ENBW za současných podmínek panujících na energetickém trhu nevidí uplatnění pro jeden z bloků elektrárny Lippendorf s instalovaným výkonem přes 900 MW. Blok S, který je ve vlastnictví EnBW a provozován společností LEAG, tak od poloviny června nevyrábí elektřinu.  Naproti tomu blok R, který je ve vlastnictví LEAGu a je vlastnicky spjat s dodavatelem uhlí pro elektrárnu, se aktuálně vyplatí provozovat.
Německá společnost EnBW, vlastník hnědouhelného bloku S elektrárny Lippendorf, minulý týden <a href="https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/electric-power/070219-enbws-900-mw-german-lignite-unit-standstill-may-last-longer?fbclid=iwar0bcnfp5wmgin9m1x08ysztx0faivf74to5tvsgpcxxjxniwdekk5se6zg">pro S&amp;P Global Platts uvedla</a>, že současné odstavení bloku z ekonomických důvodů může trvat ještě déle. Blok S s instalovaným výkonem 920 MW nevyrábí elektřinu již od půlky června.
<blockquote>„Současný klidový stav v elektrárně Lippendorf S je způsoben výhradně stavem na trhu. Současné rámcové podmínky neumožňují ekonomický provoz,“ uvedla EnBW.</blockquote>
Rozhodnutí nevyrábět elektřinu vychází dle EnBW čistě z ekonomických analýz a pokud se situace na trhu zlepší, je společnost připravena blok opět rychle uvést do provozu.
Elektrárna Lippendorf disponuje ještě jedním blokem, s označením R. Oba bloky provozuje společnost LEAG, která zároveň vlastní blok R. Uhlí do elektrárny dodává společnost Mibrag, přičemž společnosti LEAG i Mibrag patří do českého Energetického a průmyslového holdingu (EPH) Daniela Křetínského.
<blockquote>„Blok R v Lippendorfu je plně dostupný trhu a jeho provoz je za současných podmínek ekonomický,“ uvedl mluvčí společnosti LEAG.</blockquote>
Elektrárna v Lippendorfu byla uvedena v provoz v letech 1999 a 2000. Kromě dodávek elektřiny (v roce 2018 vyrobila 12 TWh) zásobuje i blízké Lipsko teplem s celkovou účinností 42 %.
<h2>Rostoucí cena povolenky tlačí na výrobce z uhlí</h2>
Rostoucí ceny emisních povolenek vytváří na provozovatele uhelných elektráren značný ekonomický tlak, za poslední rok její cena vystřelila na dvojnásobek a obchoduje se zhruba za 27 EUR/t. Spolu s tím rychlejší pokles cen plynu již způsobil, že některé plynové elektrárny v merit order předběhly ty spalující černé uhlí.
Uhelná energetika je v Německu na ústupu – ještě v roce 2018 mělo hnědé uhlí největší podíl na výrobě elektřiny, a to 22 %, v prvním pololetí roku 2019 jej však předehnala výroba z větru. Během letošního prvního pololetí vyrobily německé uhelné elektrárny 53 TWh elektřiny (o 13 TWh méně v meziročním srovnání) s průměrnou výrobou 12,3 GW (o 3 GW méně než loni) .
Zdroj úvodní fotografie : LEAG

Německo

Německá hnědouhelná elektrárna Lippendorf S zůstává odstavena kvůli tržním podmínkám

Horké počasí nutí provozovatele tepelných elektráren v Německu omezovat výkon svých zdrojů. Vysoké teploty se již podepsaly pod snižováním výkonu jaderných elektráren společnosti E.ON v Německu. EnBW zase omezila kvůli teplému počasí výkon uhelné elektrárny v Karlsruhe.
Již minulý pátek začala omezovat kvůli vysokým teplotám výkon svých jaderných elektráren společnost PreussenElektra z holdingu E.ON. Podle mluvčí společnosti PreussenElektra došlo ke snížení výkonu elektrárny Brokdorf o 112 MW, z čehož 40 MW bylo kvůli vysoké teplotě vody v Labi, jež je využívána pro chlazení.
Jaderná elektrárna Grohnde pak snížila kvůli vysokým teplotám vody v řece Vezeře svůj výkon o 50-60 MW. K omezování výkonu u zmíněných elektráren začalo docházet, když se teplota vody v řekách dostala na hodnoty mezi 19 až 20 °C. Spolková státní plavební správa pak zase varovala před nízkou hladinou řek Labe a Vezery.
Také kvůli teplému počasí pak byl o 100 MW snížen výkon druhého 1410MW bloku elektrárny Isar ještě před zahájením plánované odstávky, která začala na tomto bloku minulou sobotu a potrvá do 27. července.
<blockquote>
„Kvůli vyšším teplotám jsme omezily výkon všech tří našich jaderných elektráren,“ potvrdila mluvčí PreusseElektra.
</blockquote>
Německá EnBW zase snížila o 50 MW výkon svého 550MW bloku uhelné elektrárny Karlsruhe. Důvodem pro snížení výkonu byla opět vysoká teplota vody tentokrát v řece Rýn.
<h2>Teplé počasí má pokračovat, což žene vzhůru cenu elektřiny</h2>
Očekává se, že teplota v Německu bude do konce července o 1-3 °C nad dlouhodobým normálem. Vyšší teploty oproti dlouhodobým průměrům mají v Německu panovat minimálně do poloviny srpna. Na omezování výkonu související s vyššími teplotami a na předpověď počasí na následující týdny již také reagovaly ceny elektřiny.
<a href="http://oenergetice.cz/elektrina/trh-s-elektrinou/ocekavane-vysoke-teploty-zpusobuji-rust-cen-elektriny-nasledujici-mesic/" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Počátkem týdne cena futures kontraktu na dodávku elektřiny v srpnu v Německu vzrostla na 49,45 EUR/MWh</a>, což je o 1,6 EUR/MWh více ve srovnání s pátečními hodnotami. Aktuálně se cena srpnového futures pohybuje mezi 50,75 až 51 EUR/MWh.
Snižování výkonu elektráren kvůli vysokým teplotám nebo nízkému stavu vody v řekách zatím není nikterak závratné. Pokud se však naplní předpovědi o pokračování teplého počasí, může již být omezování výkonu citelnější. V takovém případě se pak může omezování výkonu promítnout i do vyšších cen elektřiny na <a href="http://oenergetice.cz/elektrina/trh-s-elektrinou/trh-s-elektrinou/" target="_blank" rel="noopener noreferrer">krátkodobých trzích s elektřinou</a>.
Úvodní fotografie &#8211; Uhelná elektrárna EnBW v Karlsruhe. Autor: Daniel Meier-Gerber Zdroj: www.enbw.com

Teplo omezuje výkon německých elektráren, ceny elektřiny míří vzhůru

<a href="http://www.bosch-presse.de/pressportal/de/en/wenn-wind-und-sonne-eine-auszeit-nehmen-154496.html" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Minulý týden v pátek bylo uveden do provozu bateriové úložiště</a> v areálu <a href="https://www.kraftwerksbatterie.de/" target="_blank" rel="noopener noreferrer">německé uhelné elektrárny Heilbronn</a>. Za projektem bateriového úložiště stojí společnosti Bosch a EnBW. Cílem je získat zkušenosti z reálného provozu kombinace bateriového úložiště a uhelného zdroje. Ověří se také ekonomika provozu baterie, jež je součástí uhelné elektrárny.
Lithium-iontová baterie o výkonu 5 MW a kapacitě 5,6 MWh již od minulého týdne slouží k regulaci frekvence německé soustavy. Jedná se o jednu z prvních integrací bateriového úložiště do uhelné elektrárny v Německu.
Náklady související s projektem nebyly zveřejněny. V dnešní době může bateriové úložiště o výkonu 1 MW a kapacitě 1 MWh přijít zhruba na 20 milionů korun.
V porovnání s výkonem nejmodernějšího bloku elektrárny Heilbronn, který má elektrický výkon 750 MW, je výkon baterie výrazně menší. Přesto bude baterie schopná <a href="https://www.reuters.com/article/us-enbw-bosch-battery/enbw-bosch-start-up-storage-battery-at-coal-fired-power-plant-idUSKBN1HK1M7" target="_blank" rel="noopener noreferrer">dodávat zhruba pětinu objemu regulační energie</a>, kterou standardně dodávají do soustavy systémové zdroje.
Dodávku bateriového systému včetně měničů zajistila společnost Bosch. Přístup baterie k síti umožnila společnost EnBW, která je zodpovědná za integraci baterie do stávajících systémů uhelné elektrárny a za obchodování s elektřinou z akumulátoru.
<h2>Baterie s komíny se plánují i v ČR</h2>
Vývoj české legislativy v oblasti akumulace elektřiny pro poskytování podpůrných služeb nabírá v posledních měsících na obrátkách. První vlaštovkou jsou navržené změny v <a href="https://www.eru.cz/-/navrh-zmen-pravidel-provozovani-prenosove-soustavy-predany-spolecnosti-ceps-a-s-na-zaklade-%C2%A7-97a-energetickeho-zakona-energetickemu-regulacnimu-1" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Pravidlech provozování přenosové soustavy</a> (PPPS). <a href="http://oenergetice.cz/elektrina/akumulace-energie/ceps-otevira-bateriim-trh-podpurnymi-sluzbami-zatim-vsak-cast/" target="_blank" rel="noopener noreferrer">ČEPS navrhuje prozatím</a> umožnit bateriím poskytovat pouze tzv. minutové služby s dodávkou regulační energie do 5 nebo 15 minut. Dalším omezením je možnost poskytovat podpůrné služby pouze v rámci tzv. fiktivních bloků s turbogenerátorem v parních elektrárnách či teplárnách.
Asociace pro akumulaci a baterie AKU-BAT CZ požadovala v připomínce k návrhu umožnit tvorbu fiktivních bloků také v kombinaci s obnovitelnými zdroji. Připomínka AKU-BAT CZ <a href="https://www.eru.cz/cs/-/vyporadani-pripominek-k-navrhu-pravidel-provozovani-prenosove-soustavy-predanemu-spolecnosti-ceps-a-s-na-zaklade-c2-a7-97a-energetickeho-zakona-ene-1" target="_blank" rel="noopener noreferrer">ovšem akceptována nebyla</a>. Dle oficiálního zdůvodnění bude případné rozšíření předmětem budoucích úprav Kodexu přenosové soustavy v závislosti na dalším vývoji legislativy, který bude ovlivněn především způsobem implementace unijní legislativy.
Na možnost výstavby vlastního bateriového systému již reagují někteří hráči na českém energetickém trhu. <a href="http://zpravy.e15.cz/byznys/prumysl-a-energetika/u-teplaren-vyrostou-velke-elektricke-baterie-1342473" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Podle informací webu E15.cz</a> z konce ledna letošního roku se do přípravy investice do bateriového úložiště pustilo až pět českých tepláren. Dá se tak očekávat, že díky bateriovým úložištím se <a href="http://oenergetice.cz/prenos-elektriny/ceny-podpurnych-sluzeb-cr-prudce-klesaji-dalsi-pokles-mohou-zpusobit-bateriova-uloziste/" target="_blank" rel="noopener noreferrer">zvýší konkurence v zmíněných podpůrných službách</a>.
Úvodní obrázek &#8211; elektrárna Heilbronn. Zdroj: wikimedia.org

Akumulace energie

Má mít baterie svůj komín? Nový koncept ověří v Německu

Nizozemsko zahájilo svou cestu za offshore větrnými elektrárnami, které mají být provozovány bez státní podpory. V právě probíhající <a href="https://www.offshorewind.biz/2017/10/18/dutch-govt-to-launch-first-subsidy-free-tender-on-15-december/" target="_blank" rel="noopener noreferrer">aukci se soutěží o výstavbu dvou parků o celkovém výkonu 700 MW</a>. Velké evropské utility se k soutěži staví rezervovaně, přesto však již například Vattenfall svou nabídku podal. Pokud z aukce nevzejde žádný vítěz, tak se v lednu pro soutěžené lokality uskuteční klasická aukce s možností získat státem garantovanou cenu elektřiny.
Nizozemsko se inspirovalo <a href="http://oenergetice.cz/obnovitelne-zdroje/dong-energy-uspel-nemecke-aukci-offshore-elektrarny-pozadavkem-nulovou-dotaci/" target="_blank" rel="noopener noreferrer">výsledky letošní německé aukce</a>, ve které dosáhla společnost Ørsted (dříve známá pod názvem DONG Energy) historického milníku. Nabídka společnosti Ørsted byla unikátní v tom, že nepožadovala provozní dotace na vyrobenou elektřinu pro dva ze tří projektů offshore elektráren, se kterými v aukci uspěla. Země tulipánů a větrných mlýnů se nyní pokusí o získání obdobné nabídky také ve své aukci.
Právě probíhající nizozemský tendr je v pořadí třetím z celkem pěti plánovaných aukcí, ve kterých je ve hře výstavba větrných elektráren o celkovém výkonu 3,5 GW. V průběhu následujících šesti let pak mají být zdroje, které v aukci uspějí, uvedeny do provozu. Aktuálně probíhající aukce je unikátní v tom, že požaduje od účastníků soutěže dodávku elektřiny do sítě pouze za tržní cenu. V obou lokalitách, jež jsou pro aukci k dispozici, bude soutěžen výkon 350 MW. Zájemci mohou podávat své nabídky na výstavbu nedotovaných větrných parků od včerejšího dne až do 21. prosince.
<blockquote>
„Zajímá nás, zda zavedené společnosti podají důvěryhodné nabídky na výstavbu elektráren bez garantované ceny elektřiny. Uvědomujeme si, že také nemusíme dostat žádnou relevantní nabídku. Trh si musí sám zvážit rizikovost takovéhoto byznys modelu,“ uvedlo k třetí aukci nizozemské ministerstvo hospodářství.
</blockquote>
Ze strany velkých evropských energetických společností zaznívaly spíše skeptické hlasy, které se snažily mírnit očekávání nizozemské vlády související s touto aukcí. Například nizozemská společnost Eneco, jež patří k největším producentům zemního plynu, elektřiny i tepla v Nizozemsku a která také působí v oblasti výstavby větrných elektráren, považuje takovouto aukci předčasnou. Dle společnosti Eneco náklady na výstavbu offshore větrných elektráren zatím neklesly natolik, aby bylo možné obejít se bez garantované ceny elektřiny. Ovšem to, zda se Eneco nakonec aukce zúčastní, či nikoliv společnost nespecifikovala.
<h2>Bude Vattenfall jedinou společností v soutěži?</h2>
Skepticky se k aukci bez možnosti dotací původně stavěl také švédský Vattenfall, <a href="https://www.windpoweroffshore.com/article/1452992/vattenfall-bids-no-subsidy-duch-tender" target="_blank" rel="noopener noreferrer">který ovšem nakonec svou nabídku do výběrového řízení podal</a>. Za rozhodnutím Vattenfallu účastnit se tendru stojí silný závazek Nizozemska k podpoře obnovitelných zdroj, ze kterého plyne stabilní regulatorní rámec. Pro účast Vattenfallu v tomto tendru byla klíčová i státní podpora projektu ve formě poskytnutí připojení k síti.
Německá elektrárenská společnost EnBW vyjádřila svůj zájem umístit své projekty v soutěžených lokalitách. U EnBW však není zřejmé, zda se zúčastní již této aukce, nebo zda chce počkat až na případnou lednovou standardní aukci pro právě soutěžené lokality, ve které již bude možné žádat garantovanou cenu elektřiny. Tato dodatečná aukce se ovšem uskuteční pouze, pokud z právě probíhající soutěže nevzejda žádná relevantní nabídka.
<h2>Absence garantované ceny a brzký termín realizace jsou velkou výzvou</h2>
Otázkou zatím zůstává, zda skeptická prohlášení velkých hráčů vyjadřují skutečné obavy společností nebo zda se jedná o strategickou kouřovou clonu, která jim má pomoci v aukci uspět. Jasné je to, že kvůli absenci garantované ceny elektřiny, bude mnohem obtížnější předpovídat výnosy větrných parků. Pokud zůstanou ceny elektřiny nízké, mohou ohrozit ekonomiku celého projektu.
Výzvou je také termín realizace offshore parků, jež musí být v provozu už v roce 2022, tedy o dva roky dříve než v německé „nedotované“ parky Ørstedu. Dřívější termín realizace tak neumožňuje plně využít potenciál očekávaného technologického pokroku, který stojí za dlouhodobým trendem poklesu nákladů na výstavbu větrných elektráren. Na tento trend však spoléhají všechny společnosti, které o výstavbě offshore větrných parků bez dotací uvažují.

Větrné elektrárny

Nizozemsko otestuje aukci na offshore VtE bez dotací

EnBW ruší projekt přečerpávací vodní elektrárny Atdorf, která by se stala jednou z největších elektráren tohoto typu v Evropě. Společnost uvádí, že regulatorní podmínky v Německu nedoznaly potřebných změn pro ekonomicky výhodný provoz. Informace o ukončení projektu oznámila společnost 11. října <a href="https://www.enbw.com/unternehmen/presse/pressemitteilungen/presse-detailseite_170304.html">ve své tiskové zprávě</a>.
V uplynulých letech se podmínky v energetice a regulačním prostředí pro projekty v oblasti <a href="http://oenergetice.cz/elektrina/precerpavaci-vodni-elektrarna-princip-usporadani-2/" target="_blank" rel="noopener noreferrer">přečerpávacích vodních elektráren</a> (PVE), jako je Atdorf, nevyvíjely pozitivně. Společnost ve své tiskové zprávě uvádí, že navzdory těmto náročným podmínkám na trhu vždy podporovala vývoj projektů přečerpávacích elektráren a rozšiřovala aktivity v oblasti skladování energie.
<blockquote>
&#8222;V posledních několika měsících jsme komplexně prozkoumali výsledky třítýdenních jednání, stejně jako jednání se společností Schluchseewerk AG. Na základě závěrečného hodnocení jsme dospěli k závěru, že v projektu nebudeme pokračovat,&#8220; uvedl Dirk Güsewell, vedoucí oddělení rozvoje portfolia společnosti EnBW.
</blockquote>
Německá asociace pro energetiku a vodárenství (BDEW) poukázala na to, že provoz přečerpávacích vodních elektráren je zatížen síťovými poplatky dvakrát, za odebíranou elektřinu při čerpání i při následné produkci elektřiny, proto není jejich provoz příliš ekonomicky výhodný.  Z tohoto důvodu přistoupila k restrukturalizaci svých PVE společnost Vattenfall.
<blockquote>
„Už konečně potřebujeme kompenzaci pro flexibilní skladovací služby,“ uvedl předseda BDEW Stefan Kapferer.
</blockquote>
Elektrárna Atdorf, která měla být postavena na samotném jihu Německa ve spolkové zemi Bádensko-Württembersko, by se se svým instalovaným výkonem 1,4 GW stala jednou z největších přečerpávacích elektráren v Evropě. Pro srovnání, největší <a href="http://oenergetice.cz/elektrina/precerpavaci-vodni-elektrarny-v-ceske-republice/">PVE v České republice</a>, PVE Dlouhé stráně, disponuje instalovaným výkonem 650 MW. Výstavbou elektrárny měla být pověřena dceřiná společnost EnBW a RWE &#8211; Schluchseewerk AG.
Německo v současné době dle údajů energetické agentury DENA, která opakovaně volá po zlepšení podmínek provozu těchto elektráren, disponuje 6,7 GW instalovaného výkonu v PVE.
<h2>Klasická bolest PVE – odpor environmentálních aktivistů</h2>
Projekt elektrárny byl plánován od roku 2014, kdy společnost RWE upustila od jeho realizace vlivem nejistoty ohledně ekonomické výhodnosti. Spuštění elektrárny, jejíž investiční náklady byly odhadovány na 1,6 miliardy euro (41 miliard Kč), bylo plánováno na rok 2022, dobu kdy má dojít k odstavení posledního jaderného reaktoru v zemi.
Výstavba elektrárny byla terčem kritiky pro svůj zásah do krajiny, obecně společně s vysokými investičními náklady jedné z největších překážek realizace projektů PVE. Asociace pro životní prostředí BUND vyjádřila spokojenost nad rozhodnutím EnBW a uvedla, že v případě realizace elektrárny by mnoho vzácných živočichů a rostlin nenapravitelně ztratilo svoje přirozené prostředí a zároveň by se jednalo o významný zásah do vodní bilance oblasti.
<blockquote>
„Skutečnost, že EnBW upustila od vybudování přečerpávací vodní elektrárny Atdorf v této chráněné oblasti, je dobrá zpráva pro místní obyvatele, přírodu a životní prostředí,“ uvedla členka BUND Sylvia Pilarsky-Grosch.
</blockquote>
Franz Untersteller, Ministr energetiky a životního prostředí Bádenska-Württemberska, uvádí, že rozhodnutí není zcela neočekávané. Uvedl však, že je politováníhodné a sám by byl rád, kdyby EnBW a její dceřiná společnost našly způsob, jak úspěšně dokončit plánování projektu.
Úvodní fotografie: Vodní přehrada Kölnbrein, Rakousko, zdroj: Verbund

Krize přečerpávacích vodních elektráren v Německu: EnBW ruší svůj projekt

Jörg Jasper pracuje od roku 2006 v německé společnosti EnBW, elektrárenské společnosti se sídlem v Karlsruhe. Od roku 2010 zde působí jako expert na energetiku a energetickou politiku s důrazem na design trhu s elektřinou, otázky regulace, kapacitní trhy a obnovitelné zdroje. Působí v rámci řady odborných grémií, např. BDEW, EURELECTRIC nebo při Evropské komisi, a často vystupuje na odborných kongresech, a to i v Praze.
Rozhovor vedli Jakub Kučera, analytik finanční skupiny RSJ, a Michal Vít, výzkumný pracovník v nezávislém think-tanku EUROPEUM.
<h2>Náklady a výhody velkého trhu</h2>
Náš rozhovor o trzích s elektřinou a energetice obecně začneme záležitostí, která je tak říkajíc na spadnutí &#8211; velmi pravděpodobným rozdělení německo-rakouské cenové zóny (v celém Německu a Rakousku nyní stojí elektřina na burze stejně). Jak tento krok vnímáte?
Nepovažuji ho za dobrý. Problém spočívá v tom, že nemůžeme simulovat všechny dopady. Není těžké nasimulovat dopad na ceny. Proto také není těžké chápat, proč jsou Rakušané proti. Co člověk ihned nevidí, jsou účinky na tržní likviditu. To už se simuluje hůře. Sice nám poklesnou náklady na re-dispatch, ale podle mne tento efekt nevyváží širší ztráty v důsledku snížené tržní likvidity. Cenové zóny jsou značně hrubým nástrojem, ať už chceme vytvořit investiční signály nebo odlehčit síť.
A nebojíte se, že by v budoucnosti mohla být dokonce rozštěpena německá cenová zóna (v jižním a severním Německu by pak byly odlišné ceny elektřiny)?
V tuto chvíli to nepokládám za pravděpodobné. Zatím se jedná jen o rozštěpení zóny s Rakouskem v roce 2018. V zimním balíčku Evropské komise se sice píše, že by zóny měly reflektovat úzká hrdla v síti, ale vše se bude odvíjet od její výstavby po roce 2020. Ta by měla být taková, že se už vůbec nevyplatí německou cenovou zónu rozdělit. Komise by pak totiž musela prokázat, že výstavba vázne takovým způsobem, že rozdělení je potřeba.
Tlak ze strany EU tak možná popohání německou výstavbu nových vedení.
Ano, to je možné. Jde i o tlaky ze strany průmyslu, protože ten by se zbláznil, kdyby měly výrazně stoupnout ceny. K tomu by došlo v jižním Německu, pokud by se země rozdělila na dvě cenové zóny.
Vy jako EnBW máte elektrárny na jihu, takže případná jihoněmecká cenová zóna s vyššími cenami by pro vás měla své klady, nebo ne?
To ano, ale máme také elektrárny na severu. Na to se často zapomíná. Jednu v Rostocku a jednu hnědouhelnou elektrárnu v Lippendorfu poblíž Lipska. Ty by spadaly do severní zóny. Takže v tomto ohledu to pro nás vychází asi nastejno. Já zde opravdu hlavně vidím problémy s nižší tržní likviditou. V Německu existuje živá diskuse o síle trhu. Cenové zóny by znamenaly zmenšení trhu a úbytek menších hráčů. To nechceme.
To znamená, že připouštíte, že Evropská komise je schopná rozdělení cenové zóny nařídit. Ptám se, jelikož někteří odborníci třeba v Čechách tvrdí, že na malou zemi si Komise troufne, ale proti Německu nezasáhne.
Tím si nejsem tak jistý. Německé úřady dle mého názoru vždy jednají s ohledem na EU velice konformisticky. Co se týče politiky, tak to může být něco jiného. Pokud nebudeme schopni prokázat, že fyzické toky elektřiny máme pod kontrolou, pak může rozdělení přijít. Výstavba sítě musí být tedy uspíšena. Říci, že Německo je velké a mocné nebo něco v tomto smyslu, mi jako argument nepřijde moc přesvědčivé. Možná je tak Německo vnímáno zvenčí.
<figure id="attachment_38937" style="width: 725px" class="wp-caption aligncenter"><img class="wp-image-38937 size-full" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/05/PST-transformator.jpg" alt="PST transformátor" width="725" height="446" /><figcaption class="wp-caption-text">Českou přenosovou soustavu má před enormními přetoky elektrické energie ochránit čtveřice PST transformátorů. Zdroj: ČEPS</figcaption></figure>
<h2>Dlouhé investiční cykly jsou minulostí</h2>
Já něco podobného nedávno slyšel v souvislosti s kapacitními trhy. Někdo prohlásil, že bychom je v budoucnu možná mohli mít v ČR, ale že Němci je nepovolí, zablokují je možná pomocí EU.
Blokovat je nemůžeme. Někdy je zajímavé vidět, jak je Německo zvenčí hodnoceno. Na jedné konferenci v Praze jsem už jednou slyšel, že Němci jsou tak velcí, že si mohou dělat, co chtějí. Věřím, že tak jednoduché to není. Například ani Francouzům jsme nebránili, aby si zavedli kapacitní trh. To jsme ani nemohli a ani to němečtí politici nechtěli. EnBW se explicitně zasazuje za to, a je to i stanovisko spolkové vlády, aby kapacitní trhy nedeformovaly trhy s elektrikou energií.
To je bezesporu dobrý princip, ale je to vůbec možné? Jakékoli kapacitní platby mají vliv na burzovní ceny elektřiny.
Ano, je to částečně možné. Musí se totiž vždy prokázat, že skutečně existuje nutnost zavézt kapacitní platby, protože klasický trh selhává. Nesmíte také počítat s většími kapacitami, než odpovídá vaším bezpečnostním standardům. Jinak je to zkreslení trhu.
Takže vy osobně věříte klasickému trhu (energy-only), což je i oficiální německá pozice.
Ano, také jsme za to dlouho bojovali. V tomto se třeba EnBW lišilo od některých našich konkurentů, kteří si kapacitní trhy přáli z obavy, že se málo investuje. My jsme věřili, že současný trh je dostatečně kreativní a že to zvládne. Stoupne například poptávka po flexibilitě. Myslím si, ale to je můj osobní názor, že se musíme v následujících letech rozloučit se zaběhnutým myšlením v těch dlouhých investičních cyklech s velkými elektrárnami. To je podle mne passé. Určitě budou ještě existovat velké elektrárny. Ve dvacátých letech se nepochybně bude investovat do skladování elektřiny, asi včetně velkých úložišť. Nebo se postaví velké plynové turbíny. Ale ani k jednomu nebudeme potřebovat kapacitní trh.
Není vlastně dobře, že třeba Francouzi kapacitní platby zavádějí? Francie možná bude subvencovat zdroje, které v případě potřeby využije také Německo.
Když to tak chtějí… Problém ale vidím hlavně v tom, že v EU najednou máme už několik kapacitních trhů, které jsou neskutečně rozdílné. To rozpoltí trh s elektřinou a nakonec možná ta poslední země bude nucena zavést nějaký kapacitní mechanismus, když už klasický trh bude příliš zkreslený. Podle mne musíme trh s elektřinou ponechat co nejčistší, bez dalších plateb. K zajištění bezpečnosti je pak nejlepším nástrojem strategická rezerva (která stojí mimo trh s elektřinou).
<h2>Kompromis je žádoucí, ale jen stěží dosažitelný</h2>
Když jsme už načali úroveň EU, tak bych se zeptal na snahu domluvit se na jednotné energetické politice. Němci dnes sami říkají, že je nutné více spolupracovat, a někteří dokonce připouštějí, že Německo dialog se sousedními státy trochu podcenilo. Jak si Německo představuje případnou jednotnou politiku? Je možný kompromis například s Polskem? Když oni zjednodušeně říkají uhlí a Německo říká vítr a slunce?
Nejsem expert na německo-polské vztahy, ale energetická politika v Polsku a v Německu je velice rozdílná. Polsko přirozeně silně podporuje uhlí. Zasazuje se proti každému posilnění trhu s emisními povolenkami. Německo sleduje naprosto jinou politiku a prostor pro kompromis je hodně omezený. Samozřejmě je to také otázka zájmových skupin v jednotlivých zemích – v Polsku jde hlavně o pracovní místa v těžbě uhlí a v uhelných elektrárnách, u nás jsou zase silní majitelé obnovitelných zdrojů energie, k nimž patří i EnBW.
<img class="aligncenter wp-image-38936 size-full" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/05/Obnovitelne-zdroje-energie.jpg" alt="Větrné a fotovoltaické elektrárny." width="725" height="490" />
Takže byste řekl, že je dobré snažit se o dialog, ale v Německu se žádná větší změna konat nebude.
S ohledem na dnešní cíle máme jen omezený manévrovací prostor. Jak já hodnotím německou politiku, tak je ke kompromisu připravená a snaží se o dobré sousedské vztahy. S ohledem na Polsko bylo vždy naším záměrem mít dobré vztahy. Problémem je, že energetické politiky samy o sobě jsou tak rozdílné, že to bude těžké.
Takže v dohledné době ke kompromisu dojít nemůže, protože jinak by se Německo muselo vzdát svých cílů ve výstavbě OZE.
Ano, přesně. Tam toho můžeme změnit pramálo. Dekarbonizační cíl pro následující dekády platí, žádný jiný ostatně nemáme, a to má určité důsledky. OZE jsou prostředkem k dosažení tohoto cíle. Pokud najdeme jiné řešení, které bude levnější, pak ho samozřejmě využijeme. Ale dnes jsou řešením ty OZE, které máme k dispozici. To má své důsledky, včetně nadbytečných kapacit na trhu a nízkých cen. V tuto chvíli ale neexistuje lepší řešení.
<h2>Co čeká za dveřmi</h2>
Pojďme se ještě dotknout budoucího vývoje na trzích s elektřinou. Řada lidí, včetně politiků, stále vychází z toho, že jednoho dně budou větrné a sluneční elektrárny rentabilní samy o sobě a obejdou se bez dotací. Ale když tyto zdroje dodávají do sítě, cena klesá k nule. Až jich bude v síti ještě více než dnes, může být cena po mnoho hodin na nule nebo dokonce pod ní. Z čeho se pak budou tyto zdroje financovat? Neznamená to, že dotace pro OZE jen tak neskončí?
Ano, to se může stát. Tržní ceny můžeme modelovat a také to děláme. Řešení by mohlo přinést propojení slunečních a větrných elektráren s úložišti. Nemělo by se ale jednat jen o lokální úložiště, řekneme ihned u paty stožáru větrné turbíny. Mělo by existovat možnost kombinovat OZE i s centrálními bateriovými úložišti nebo úložišti v podobě aut nebo přečerpávacích elektráren.
V delším horizontu se také nabízí gazifikace, power-to-gas (výroba metanu z přebytečného proudu). Skladování by vůbec mohlo opět zvednout ceny elektřiny v hodinách s vysokou výrobou elektřiny z větru a slunce. Vyplatí se ji nakoupit levně, někdy dokonce odebrat zdarma, a později ji prodat za vyšší cenu.
Zmínil jste technologii power-to-gas. E.ON má ve Falkenhagenu pilotní provoz. Je taková technologie populární u EnBW?
Sami se výzkumu v této oblasti moc nevěnujeme. Nedávno jsem ale byl na vědecké konferenci o obnovitelné energii a překvapilo mne, co se v tuto chvíli děje na poli skladování elektřiny a elektrolýzy. Účinnost byla zřetelně vylepšena. Dříve jsem si myslel, že elektrolýza je jen taková nudná věc, která se učí ve škole, aby člověk věděl, jak to funguje. Pošle se proud do vody a vodík bublá. Dnes vůbec netušíme, jak velký potenciál v elektrolýze možná je.
<figure id="attachment_27185" style="width: 800px" class="wp-caption aligncenter"><img class="wp-image-27185 size-full" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2016/08/belectric_baterie.jpg" alt="Bateriový systém společnosti BELECTRIC. Zdroj: BELECTRIC" width="800" height="533" /><figcaption class="wp-caption-text">Bateriový systém. Zdroj: BELECTRIC</figcaption></figure>
Očekáváte v dohledné době průlom ve skladování elektřiny?
V příštích letech ne. Úložiště se dnes totiž nevyplatí. Potřebnou flexibilitu v systému dodají prozatím elektrárny.
To znamená, že nejdříve se musejí některé elektrárny zavřít…
Ano, anebo musí vzrůst poptávka po flexibilitě. Za deset let o flexibilitě budeme přemýšlet jinak. Tím jsem si jistý.
Existují vizionáři, kteří říkají, že už za deset let budou tak dobré skladovací systémy, že se zjednodušeně řečeno obejdeme bez drátů. Budeme mít na střeše solární články a ve sklepě baterie. Myslíte, že to přijde takto brzo?
Vždy říkáme, že určitá autarkie je možná. Každý druhý nový solární panel na střeše se teď instaluje v Německu s baterií. To ovšem platí jen pro nové panely, ne ty stávající. Stávající panely jsou ovšem také zajímavé, především to, kolik se jich zmodernizuje. Může se stát, že kombinace solární panel a baterie bude levnější než proud ze zásuvky. To by nenadchlo jen ochránce životního prostředí, ale také švábského otce rodiny, který obrátí každé euro dvakrát. Jestli to ale bude autarkie ve smyslu, že síť už nebudeme potřebovat vůbec, o tom si dovoluji pochybovat. Lidé hlavně chtějí snížit odběr ze sítě. Dráty budou ale vždy alespoň zálohou.
Lze namítnout, že jako zálohu si prostě koupím novou levnou baterii, když se mi ta stávající porouchá.
Když ale někdy uložím velké množství proudu, tak ho zase budu chtít prodat. K tomu se dráty mohou hodit.
Kdy se naplní podle Vás podobné vize? Za 20 let?
Ano, možná ano. Ale je tady také průmysl, který se určitě nepřesune k bateriím. To spíš k jiným formám skladování elektřiny.

Elektřina

Jörg Jasper: Za deset let budeme o flexibilitě přemýšlet jinak

Výrobci offshore <a href="http://oenergetice.cz/typy-elektraren/vetrne-elektrarny-princip-cinnosti-zakladni-rozdeleni/">větrných turbín</a> pracují na zdvojnásobení výkonu stávající řady turbín, které již disponují listem rotoru delším, než je rozpětí křídel největších letadel. Očekávání, že tyto turbíny budou k dispozici do roku 2025, je předpokladem pro <a href="http://oenergetice.cz/obnovitelne-zdroje/nemecku-se-budou-stavet-primorske-vetrne-elektrarny-rekordne-nizkymi-dotacemi/">nabídky společností Dong Energy a EnBW</a> v poslední německé aukci.
Ještě před třemi lety byla elektřina vyrobená z offshore větrných elektráren až dvojnásobně dražší než z pevninských větrných turbín. Skutečnost, že developeři jako Energie Baden-Württemberg a Dong Energy nabídly realizaci projektů větrných farem v Severním moři bez vládní podpory, ukazuje, že ekonomika těchto projektů <a href="http://oenergetice.cz/obnovitelne-zdroje/naklady-offshore-vetrne-farmy-klesly-jen-za-posledni-rok-vice-nez-petinu/">se mění rychleji, než se očekávalo</a>. Jedním z hlavních důvodů je neustále rostoucí velikost větrných turbín využívaných v offshore parcích.
<blockquote>
&#8222;Dong a EnBW vsází na turbíny třikrát až čtyřikrát větší v porovnání s dnešními. Ty budou mít zásadní význam na snížení nákladů na vyrobenou energii,&#8220; tvrdí Keegan Kruger, analytik společnosti Bloomberg New Energy Finance.
</blockquote>
Dong uvedl, že očekává pro své vysoutěžené projekty s realizací v roce 2025 instalaci turbín o jednotkovém instalovaném výkonu ve výši 13 až 15 MW. To je až dvojnásobný výkon ve srovnání s 8MW turbínami využívanými v současné době budovaných offshore větrných parcích. S rostoucí velikostí turbín klesají náklady na jednotku vyrobené energie, zejména díky snížení celkových nákladů na budování základů a připojení k elektrizační soustavě, stejně jako snížení nákladů na údržbu. Nutno podotknout, že v ceně vysoutěženžch projektů není započteno vyvedení výkonu, které financují provozovatelé přenosové soustavy.
<blockquote>
&#8222;Právě teď vyvíjíme větší turbínu. Jak velká bude, to ještě nevíme,&#8220; řekl Bent Christensen ze Siemens Wind Power.
</blockquote>
<figure id="attachment_37882" style="width: 2126px" class="wp-caption aligncenter"><a href="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/04/Siemens_bladei.jpg"><img class="size-full wp-image-37882" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/04/Siemens_bladei.jpg" alt="List s označením B75 je největší sklolaminátová odlitek na světě. Výrobní proces představoval pro projektový tým několik výzev. Zdroj: Siemens" width="2126" height="1103" /></a><figcaption class="wp-caption-text">Listy s označením B75 jsou největšími sklolaminátovými odlitky na světě. Výrobní proces představoval pro projektový tým mnoho výzev. Zdroj: Siemens</figcaption></figure>
<h2>Kde je hranice výkonu turbín?</h2>
Větší turbíny jsou těžší a výrobci brzy narazí na hranice toho, co jsou stožáry elektráren schopny unést. Podle Christensena tak již brzy přijde doba, kdy bude využití lehkých materiálů například z uhlíkových vláken pro rotory a lopatky nevyhnutelné. V současné době používaná řada turbín Siemens disponuje průměrem rotoru 154 metrů a listy rotoru o délce 75 m, což je téměř rozpětí křídel největšího dopravního letadla světa, Airbusu A380.
<a href="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/04/siemens_8MW.png"><img class="aligncenter wp-image-37877" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/04/siemens_8MW.png" alt="siemens_8MW" width="250" height="327" /></a>
Výkon turbín se nemusí zastavit ani u 15 megawattů. V Albuquerque v Novém Mexiku společnost Lockheed Martin pracuje na součástech pro případnou 50MW turbínu, která by měla lopatky dlouhé 100 metrů. Tyto gigantické lopatky se budou moci sklopit, aby se snížilo riziko poškození při nebezpečné rychlosti větru. Své rady v rámci tohoto programu financovaného americkým ministerstvem energetiky poskytují společnosti Siemens, Vestas a General Electric.
Dánsko minulý měsíc uvedlo, že rozšíří hlavní testovací lokalitu offshore větrných turbín v zemi, aby demonstrovalo elektrárny o výšce až 330 metrů, tedy vyšší než Eiffelova věž. Tyto turbíny by mohly disponovat instalovaným výkonem až 10 MW, což výrobcům turbín jako Vestas a Siemens umožní překročit současné hranice v instalovaném výkonu.
<blockquote>
&#8222;Z technologického hlediska nebyla otázka instalovaného výkonu turbín a rozpětí lopatek nikdy problémem. Již jsme zvýšili maximální výkon naší osmimegawattové platformy na 9 megawattů. Skutečnou otázkou je, co bude trh podporovat,&#8220; uvedl Jens Tommerup, generální ředitel společnosti MHI Vestas, která vznikla na základě partnerství společností Vestas se společností Mitsubishi Heavy Industries. Turbíny budou větší, pokud to vývojáři a vlády povolí.
</blockquote>

Obnovitelné zdroje

Tajemství za offshore větrnými projekty bez dotace? Až 15MW turbíny

Ministerstvo životního prostředí spolkové země Bádensko-Württembersko udělilo tento týden společnosti EnBW povolení k vyřazení prvního bloku jaderné elektrárny Philippsburg. Práce by měly započít již v příštím měsíci. Současně začalo vyřazování JE Neckarwestheim 1.
Po nehodě v japonské jaderné elektrárně Fukušima Daichi bylo v Německu odstaveno osm nejstarších jaderných bloků. Mezi nimi také Neckarwestheim 1 a Philippsburg 1 provozovatele EnBW (<a href="https://www.enbw.com/index.html">Energie Baden-Württemberg</a>). Ten si také již v květnu roku 2013 podal žádost na vyřazení (<a href="http://oenergetice.cz/ekonomicke-analyzy/tvorba-financnich-rezerv-na-vyrazovani-jadernych-elektraren/">konečné odstavení, dekontaminace, demontáž zařízení a demolice)</a> obou zmíněných odstavených bloků.
V březnu roku 2016 byla udělena povolení na stavbu infrastruktury pro vyřazovací práce. Mezi ně patří především zařízení pro bezpečnou práci a uskladnění materiálu.
Povolení k samotnému vyřazování bylo pro blok Neckarwestheim 1 uděleno Ministerstvem životního prostředí na začátku února. Ve stejný měsíc začaly i samotné práce. Oficiální, slavnostní začátek se odehrál v tomto týdnu. Neckarwestheim 1 se tak stal prvním z 8 původně odstavených bloků, na kterém se začalo s vyřazováním.
V tomto týdnu udělilo německé Ministerstvo životního prostředí povolení k první fázi vyřazování jaderné elektrárny Philippsburg 1. Tato etapa je zaměřená výhradně na vybavení uvnitř elektrárny. Je plánováno rozebírání částí primárního okruhu, čerpadel, elektroinstalace. Práce bude probíhat také ve strojovně elektrárny.
<h2>Hotovo bude do 15 let</h2>
Celková doba vyřazování tohoto bloku je plánováno na 10 až 15 let. Poté bude moci být místo, kde dnes stojí Philippsburg, využito k jakýmkoliv dalším aktivitám.
<blockquote>
„Energiewende chápeme jako požadavek společnosti, který obsahuje také bezpečné a bezprostřední vyřazení jaderných elektráren. Dle toho jsme vytvořili naši strategii vyřazování a tu se snažíme naplňovat tak důsledně, jak jen je to možné,“<a href="https://www.enbw.com/unternehmen/presse/pressemitteilungen/presse-detailseite_156864.html"> uvedl v tiskovém prohlášení</a> Jörg Michels, ředitel EnBW Kernkraft GmbH.
</blockquote>
EnBW patří dále odstavená JE Obrigheim a dále dva bloky, které jsou stále v provozu: Philipsburg 2 a Neckarwestheim 2. Společnost si již podala žádost o vyřazení těchto elektráren, a to i přesto, že u posledních dvou jmenovaných bloků je plánován provoz až do konce roku 2019, respektive 2022.
Úvodní fotografie: Německá jaderná elektrárna Philippsburg. Zdroj: EnBW

Německá EnBW získala povolení k vyřazení jaderné elektrárny Philippsburg

Analýza společnosti EnBW ukázala, že provoz její černouhelné elektrárny Altbach/Deizisau již není dále profitabilní a představenstvo rozhodlo o jejím uzavření. Díky několika uzavřeným elektrárnám (resp. převedeným do rezervy) již od roku 2013 snížila výkon svých černouhelných elektráren o 40 %.
Relativně nízké ceny elektřiny na burze nutí dalšího z provozovatelů německých černouhelných elektráren k jejich uzavírání. Posledním je společnost EnBW, jejíž představenstvo rozhodlo o uzavření bloku č. 1 elektrárny Altbach/Deizisau. Ta nyní disponuje elektrickým výkonem 465 MWe a tepelným výkonem 265 MWt.
Již dříve podobně rozhodla o <a href="http://oenergetice.cz/nemecko/nemecky-steag-uzavira-25-gw-uhelnych-bloku-pokracuje-ve-spousteni-baterii/">některých svých elektrárnách společnost Steag</a>. Hlavním důvodem odstavení jsou i v tomto případě nízké burzovní ceny elektřiny, které snižují marže jejím výrobců.
Rozhodnutí představenstva musí ještě potvrdit dozorčí rada, až následně bude plán odstavení elektrárny předán regulačnímu úřadu a provozovateli přenosové soustavy. Na základě toho bude rozhodnuto o tom, zda bude možné elektrárnu odstavit nebo bude uvedena do systému rezervního výkonu.
Vzhledem k jejímu umístění na jihozápadě země se dá předpokládat, že do rezervy bude skutečně povolána. S plánovaným odstavením jaderných elektráren bude jih země postižen úbytkem instalovaného výkonu a to zejména ze stabilních zdrojů elektřiny.
<figure id="attachment_34900" style="width: 1024px" class="wp-caption aligncenter"><img class="size-large wp-image-34900" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/02/Snímek-obrazovky-2017-02-24-v-12.02.25-1024x901.png" alt="lokace německých jaderných elektráren" width="1024" height="901" /><figcaption class="wp-caption-text">Umístění německých jaderných elektráren Zdroj: energy-charts.de</figcaption></figure>
Od roku 2013 odstavila EnBW již 9 výrobních bloků, z toho sedm bloků o celkovém výkonu 920 MW bylo převedeno do systému rezervního výkonu. Všechny nyní zajišťují výkon v síti v případě, že je ho v síti nedostatek. Díky tomuto odstavení elektráren tak snížila společnost EnBW instalovaný výkon svých černouhelných elektráren jen od roku 2013 o 40 %.
Částečnou náhradou elektrárny by měla být nová plynová jednotka v elektrárně Stuttgart-Gaisburg, kde by podle tiskové zprávy EnBW již brzy měla začít výstavba.