V prvních pěti měsících letošního roku klesla spotřeba zemního plynu v Evropě o 8 %.  Největší dopad se očekává ve druhém čtvrtletí, kdy se spotřeba mohla propadnout až o 14 %. Analytici energetického institutu na oxfordské univerzitě (OIES) ovšem odhadují, že dopad za celý rok bude nižší než po finanční krizi v roce 2009. 
Obdobně jako jiné komodity i zemní plyn aktuálně prochází obdobím zvýšené volatility, za což mohou mimo jiné výkyvy v jeho spotřebě. Spotřeba plynu se ovšem dle OIES může relativně rychle uklidnit a propad poptávky v prvním pololetí může být částečně dorovnán v druhé polovině roku.
Celkově by se podle odhadů měla ve srovnání s minulým rokem spotřeba snížit o cca 7 % na 462 mld. m3 (snížení cca o 35 mld. m3). To ovšem není nijak mimořádně nízká hodnota, kupříkladu v roce 2014 a 2015, kdy světová ekonomika obdobnou krizí neprocházela, byla spotřeba zemního plynu nižší (433 resp. 450 mld. m3).
Hlavní důvod pro předpokládané oživení spotřeby plynu je podle OIES zřejmý: nízká cena na velkoobchodních trzích. Například cena baseload kontraktu na čtvrté čtvrtletí se aktuálně na pražské burze obchoduje na cca 10 EUR/MWh, zatímco na počátku roku cena přesahovala 17 EUR/MWh. Obdobně se propadl i kontrakt na třetí čtvrtletí tohoto roku, který se obchoduje na pražské PXE za cca 5 EUR/MWh. Propad zaznamenávají i <a href="https://oenergetice.cz/plyn/dockame-se-zapornych-cen-take-u-plynu-evropske-ceny-klesaji-rekordne-nizke-urovne">další významné evropské obchodní body</a>.
{„url“:“https://dashboard.oenergetice.cz/public/chart-1592598657.json“}
Cena zemního plynu se pak logicky podepisuje na jeho využití v průmyslu a energetice. Již nyní se s ohledem na cenu povolenky a elektřiny (a související hrubé marže provozovatelů uhelných a paroplynových elektráren) na trhu uplatňují paroplynové elektrárny na úkor těch uhelných.
Spotřeba zemního plynu v paroplynových elektrárnách je přitom významná. Například paroplynová elektrárna v Počeradech se v loňském roce podílela na spotřebě plynu v ČR z cca 5,5 %.
Krátkodobě nahrává využití plynu na výrobě elektřiny i postupné odstavovaní uhelných elektráren. K odstavování těchto zdrojů se přitom dají najít hned dva důvody; kromě politických cílů jsou to i emisní limity pro velké spalovací zdroje podle evropské směrnice o průmyslových emisích (známe také jako BAT – Best Available Techniques).
Jako poslední faktor lze zmínit vyšší spotřebu elektřiny (a návazně zemního plynu v elektroenergetice) v průběhu léta, které se má především ve státech na jihu zvýšit kvůli vyššímu využití klimatizací.
<h2>Zotavení spotřeby by mělo být odlišné od finanční krize</h2>
Srovnání s obdobím po finanční krizí se nabízí, ovšem situace na trhu s plynem je nyní nesrovnatelná. Zatímco po finanční krizi spotřeba plynu v důsledku jeho vysokých cen postupně klesala až do roku 2014 (s výjimkou roku 2010 díky extrémně chladné zimě), obdobný scénář lze očekávat jen stěží.
Aktuální nastavení trhu obdobný vývoj zřejmě neumožní. Cena zemního plynu a plánované odstavování uhelných zdrojů má totiž poptávku naopak podpořit. Jak dlouho bude spotřeba plynu podporována výrobou elektřiny není jisté. Pokud ovšem budou schváleny zvýšené emisní cíle do roku 2030 na 50-55 %, je možné že se postupné omezování dotkne i paroplynových elektráren.

Plynárenství

Kdy se zotaví poptávka po zemním plynu v EU? Vývoj bude jiný, než po finanční krizi

Sokolovská uhelná nabídla státu, že by mohla prodloužit životnost plynárenské části ve Vřesové a tím i odložit propouštění až 1000 zaměstnanců, pokud by stát dočasně osvobodil tuto technologii od plateb za povolenky. Firma o tom dnes informovala na svých webových stránkách. Ministr životního prostředí Richard Brabec (ANO) ale zatím takovou možnost v rozhovoru s představiteli Karlovarského kraje odmítl.
Sokolovská uhelná kvůli nákladům na emisní povolenky plánuje ukončení provozu plynárenské technologie ve Vřesové na červenec letošního roku. O práci by tak přišlo asi 800 až 1000 lidí, a to v době, kdy na Karlovarský kraj, který zaměstnává řadu lidí v lázeňství a službách, dopadly důsledky opatření proti šíření koronaviru.
<blockquote>&#8222;Společnost proto navrhla, že pokud by stát na dobu nezbytně nutnou osvobodil tuto technologii od plateb za povolenky, bylo by možné prodloužit její provoz i za cenu nezbytných nákladů ze strany Sokolovské uhelné. A to na dobu dalších tří let,&#8220; uvedla Sokolovská uhelná na webu.</blockquote>
Podle ní by náklady na takové opatření byly pro stát nulové. &#8222;Jde přitom o koncept, který by umožnil odložit plánované zrušení 800 až 1000 pracovních míst na dobu, kdy se zbývající část regionu podaří ekonomicky stabilizovat. Navíc by stát ušetřil na podporách v nezaměstnanosti a udržel výběr daní z příjmu i sociálního a zdravotního pojištění za zaměstnance,&#8220; uvedla firma.
I přes odmítavý postoj ministerstva životního prostředí je Sokolovská uhelná připravena s vládou v květnu o předložené možnosti jednat.&#8220; V případě negativního stanoviska dojde k ukončení plynárenského provozu v termínu dle původního záměru, tedy v červenci 2020,&#8220; uvádí Sokolovská uhelná.
S provozováním všech tří elektráren, dvou tepelných, ve Vřesové a v Tisové, a paroplynové elektrárny ve Vřesové, která od července přejde na zemní plyn, Sokolovská uhelná ve svých záměrech nadále počítá.

Elektrárny v ČR

Sokolovská uhelná odloží propouštění v případě dočasného osvobození Vřesové od plateb za povolenky

Německý ministr energetiky a hospodářství, Peter Altmaier, uvedl, že dekarbonizace německé ekonomiky pouze se solárními a větrnými elektrárnami nebude možná a dodal, že v dlouhodobém horizontu bude Německo potřebovat tzv. „zelený“ vodík. <a href="https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/coal/012120-decarbonization-not-possible-with-german-wind-solar-alone-altmaier">Uvádí to agentura Platts</a>.
Odklon Němců od jádra a uhlí způsobí, že do roku 2022 náš západní soused oproti současnému stavu odstaví 17 GW instalovaného výkonu konvenčních elektráren.
Ministr Altmaier prohlásil, že dekarbonizace německé ekonomiky nebude možná pouze s větrnými a solárními zdroji a podotkl, že bude nutné v dlouhodobém horizontu zajistit zdroje vodíku vyrobeného pomocí elektřiny z OZE.
Německá vláda stanovila data ukončení provozu mnohých konvenčních zdrojů na příští 2 roky a instalovaný výkon uhelných a jaderných zdrojů má podle plánu klesnout ze současných 47 GW na 30 GW do konce roku 2022.
“ V tuto chvíli máme během roku většinou příliš mnoho elektřiny, než příliš málo,” uvedl Peter Altmaier na energetické konferenci v Berlíně.
Plánované uzavření většího množství konvenčních zdrojů povede k eliminaci současného přebytku výroby elektřiny v Německu, nutnosti pokračování budování OZE a zkoumání možností výroby čistého vodíku v Severním moři a u pobřeží severní Afriky.
Ministr se také na konferenci pochlubil, že díky drastickému poklesu emisí o 18 % v loňském roce Německo téměř dosáhlo cílů pro rok 2020. K tomuto poklesu však <a href="https://oenergetice.cz/nemecko/spotreba-energie-nemecku-klesa-zeme-se-priblizi-svemu-klimatickemu-cili-vice-nez-se-predpokladalo">významně přispěl pokles spotřeby primární energie</a>, zapříčiněný zejména poklesem exportu elektřiny, cyklickým poklesem spotřeby energie v energeticky náročných odvětvích a probíhajícími strukturálními změnami tvorby HDP.
Významně se také podílel vývoj ceny komodit, pokles ceny zemního plynu a naopak nárůst ceny emisních povolenek po reformě ETS způsobily změnu ve složení energetického mixu.
“Během nadcházejících měsíců se budu zejména zajímat o to, aby ceny byly co nejstabilnější, byla udržována konkurenceschopnostenergeticky náročných společností na mezinárodním poli a aby se snižovala zátěž pro spotřebitele,” dodal Peter Altmaier
Zatímco environmentální skupiny kritizují, že po roce 2023 se má výrazně zpomalit tempo dalšího vyřazování uhelných zdrojů, průmyslové podniky varují před rizikem rostoucí ceny elektřiny.

Emise CO2

Německý ministr energetiky: Dekarbonizace není možná pouze s fotovoltaickými a větrnými elektrárnami

Spotřeba zemního plynu v České republice ve třetím čtvrtletí tohoto roku meziročně vzrostla o 18,1 % oproti stejnému období předchozího roku. Po přepočtu na teplotní podmínky dlouhodobého normálu je růst mírně korigován na 13,7 %. Významnou roli v nárůstu hrála paroplynová elektrárna v Počeradech. Vyplývá to ze <a href="http://www.eru.cz/documents/10540/5380768/Zprava_plyn_CR_Q3_2019.pdf/d1cd8d60-b05c-4080-b0c5-3c9cea5f1eb4">zveřejněných dat</a> Energetického regulačního úřadu a <a href="https://www.cez.cz/cs/o-cez/vyrobni-zdroje/remit">dat publikovaných společností ČEZ</a>.
Přestože byly letošní teploty ve třetím čtvrtletí o 1,3 °C nad dlouhodobým teplotním normálem, podstatně se zvýšila spotřeba zemního plynu v ČR. Ta za uplynulé čtvrtletí dosáhla celkem 13 291 GWh (po přepočtení dle teploty 13 532 GWh). V součtu se přepočtená spotřeba ve srovnání se stejným obdobím loňského roku zvýšila o 1 609 GWh.
Spotřeba plynu tak rostla po přepočtu na teplotní podmínky dlouhodobého normálu ve všech třech letošních čtvrtletích (pozn. v prvním čtvrtletí vzrostla o 0,7 %, ve druhém o 14,8 %).
K vyšší spotřebě zemního plynu přispěly jeho nízké ceny na světových trzích. V průběhu třetího čtvrtletí se cena pohybovala až pod úrovní 10 EUR/MWh, přičemž ke konci třetího čtvrtletí se postupně cena začala zotavovat.
{„url“:“https://dashboard.oenergetice.cz/public/chart-1575832362.json“}
Spotřebu plynu zřejmě ovlivnilo i to, že přibližně polovinu zemního plynu v ČR spotřebují velkoodběratelé, kteří jsou více ovlivněni nízkými velkoobchodními cenami.
<h2>O nárůst spotřeby se postaraly téměř výhradně Počerady</h2>
Velice nízké ceny zemního plynu a příznivá cena elektřiny a emisních povolenek pak vedly také k tomu, že paroplynová elektrárna v Počeradech podstatně zvýšila svoji výrobu a v letošním roce ji reálně zdvojnásobí. S tím se pochopitelně zvýšila i její spotřeba plynu. V letošním roce již nyní spotřebovala v zemním plynu téměř 7 000 GWh.
{„url“:“https://dashboard.oenergetice.cz/public/chart-1575833702.json“}
Pouze za třetí čtvrtletí spotřebovaly Počerady celkem 2 800 GWh plynu, přičemž ve stejném období loňského roku to bylo pouze 1 375 GWh. Počerady tedy zvýšily spotřebu o 1 425 GWh, tudíž se prakticky výhradně podílely na celkovém nárůstu spotřeby plynu.
Je nezbytné dodat, že Počerady ve třetím čtvrtletí vyráběly elektřinu v režimu podobném zdroji základního zatížení, o čemž svědčí vysoký koeficient využití instalovaného výkonu. Ten v září letošního roku překročil dokonce 80 %.
{&#8222;url&#8220;:&#8220;https://dashboard.oenergetice.cz/public/chart-1575880794.json&#8220;}
<div id="gtx-trans" style="position: absolute; left: 4px; top: 1241px;">
<div class="gtx-trans-icon"></div>
</div>

Rychlé zprávy

Se spotřebou plynu v ČR hýbou Počerady, jsou téměř výhradním důvodem jejího růstu

EP Power Europe, firma patřící českému gigantu EPH, dokončila nákup 80% podílu v irské elektrárně Tynagh Energy. Tato paroplynová elektrárna o výkonu 400 MW se vyznačuje nabídkou flexibilní dodávky elektřiny na trh. Jedná se o první akvizici EPH v Irsku a další akvizici na ostrovních státech.
Český gigant EPH v úterý oznámil, že úspěšně dokončil nákup 80% podílu v irské elektrárně, informoval zpravodajský portál <a href="https://www.montelnews.com/News/Story.aspx?id=1055386&amp;highlightCsv=">Montel</a>. Místní antimonopolní úřad vyjádřil svůj souhlas již na začátku měsíce. Koupě se týká elektrárny v Irsku o výkonu 400 MW. Finanční detaily transakce nebyly oznámeny.
<blockquote>„Toto je první akvizice společnosti EPH v Irsku a doplňuje současné portfolio ve Spojeném Království,“ sdělila společnost v úterním prohlášení.
&#8222;Získání podílu v elektrárně je v souladu s naší strategií na rozšiřování našeho vlivu v sektoru evropských elektráren. Tato elektrárna je důležitým zdrojem flexibilní, spolehlivé a levné elektřiny na irském trhu s elektřinou,&#8220; uvedl k transakci <a href="https://oenergetice.cz/spolecnosti/generalnim-reditelem-ep-power-se-stal-mistopredseda-predstavenstva-springl/">Jan Špringl</a>, generální ředitel firmy EP Power Europe.</blockquote>
80 % podíl v elektrárně koupila společnost miliardáře Daniela Křetínského od EFS tynagh Holding a GAMA Energy international. Zbývajících 20 % si ponechala společnost Mountainside Partners Limited, kterou vlastní zakladatel elektrárny Tynagh Energy Bran Keogh. Paroplynová elektrárna je především zdrojem flexibilní dodávky. Dle různých předpovědí by měla poptávka po flexibilních zdrojích elektřiny v Irsku zůstat vysoká ve střednědobém horizontu.
<h2>Další akvizice</h2>
Ačkoliv se jedná o první akvizici společnost na území Irska, zdaleka se nejedná o první akvizice na ostrovních státech. EPH v <a href="https://oenergetice.cz/elektrarny-evropa/kretinskeho-eph-kupuje-dve-severoirske-elektrarny/">nedávné době koupil</a> v Severním Irsku dvě elektrárny – uhelnou elektrárnu Kilroot a plynovou elektrárnu Ballylumford – od americké společnosti AES. Kromě dvou elektráren EPH koupil i jedno bateriové úložiště.

Elektrárny v Evropě

EPH koupil většinový podíl v irské elektrárně Tynagh Energy

Německá společnost <a href="https://dieselgasturbine.com/a-1gw-power-expansion-in-brazil/">Siemens rozšířila v Bolívii tři stávající plynové elektrárny na paroplynové,</a> díky čemuž došlo k navýšení  jejich celkového instalovaného výkonu o 1000 MW. Projekt je součástí snahy Bolivíe o zlepšení přístupu k elektrické energii pro rostoucí populaci a rozvíjející se ekonomiku.
Tři původně plynové elektrárny – Termoeléctrica del Sur, de Warnes a Entre Río – jsou vlastněny a provozovány společností Ende Andina SAM. Jejich opětovné uvedení do provozu proběhlo během několika týdnů v srpnu a září tohoto roku. Tím byl ukončen více než tři roky trvající projekt, který začal podpisem smlouvy v roce 2016. Původní instalovaný elektrický výkon uvedených elektráren byl 480 MW.
Během expanze společnost Siemens k původním 14 plynovým turbinám SGT-800 přidala 11 parních turbín SST-400, 22 parogenerátorů a nové řídicí systémy. Nové <a href="https://oenergetice.cz/technologie/paroplynova-elektrarna-princip-funkce/">paroplynové elektrárny</a> mají instalovaný elektrický výkon 1480 MW. Účinnost výroby elektřiny se díky modernizaci zvýšila o zhruba 11 %.
<blockquote>„Společnost Siemens vyvinula jedinečné řešení na podporu pokračujícího úsilí Bolívie o zlepšení přístupu k elektrické energii pro rostoucí populaci a rozvíjející se ekonomiku. Každá společnost má své jedinečné potřeby. Naše různorodé energetické portfolio může řešit tyto potřeby ve prospěch společnosti všude ve světe,“ uvedl Karim Amin, generální ředitel Power Generation ve společnosti Siemens Gas and Power.</blockquote>
Společnost Siemens buduje ve Warnes nové servisní a školící středisko. Zde se budou bolivijští technici školit k údržbě, monitorování a opravám turbín elektrárny a dalších komponent.
<blockquote>„Centrum je navrženo tak, aby poskytovalo naše tradiční a digitální služby zákazníkům v Bolívii a jižní Americe. Bude představovat digitální řešení s našemi technologiemi dálkového monitorování a diagnostiky, analýzou dat, jakož i specializovanými učebnami a praktickými školeními, dodávkami dílů, projektováním a projektovým řízením. Navíc nabídne pracovní příležitosti pro více než 100 lidí,“ uvedl John Prado, generální ředitel Siemens Bolivia.</blockquote>

Energetika v zahraničí

Bolívie: Rozšíření tří stávajících plynových elektráren na paroplynové navýšilo jejich výkon o 1 GW

V červnu 2019 vypustily německé elektrárny na fosilní paliva o 33 % méně oxidu uhličitého než v červnu 2018. Hlavními důvody tohoto dramatického poklesu byly zvýšené náklady na emisní povolenky a nízké ceny elektřiny, které vedly k tzv. coal to gas switchingu, a současně nižší spotřeba elektřiny.
Kombinace vyšších nákladů na emisní povolenky, nižší ceny zemního plynu a nižší ceny elektřiny, způsobené zejména vyšším podílem výroby z obnovitelných zdrojů energie (OZE), mimo jiné vedla k tzv. coal to gas switchingu neboli nahrazování uhelných elektráren ve výrobě elektřiny paroplynovými elektrárnami. Při konstelaci těchto faktorů se totiž provoz mnoha hnědouhelných elektráren prokázal jako neekonomický.
<h2>Tržní podmínky vedoucí ke coal to gas switchingu</h2>
Průměrná cena emisních povolenek v červnu 2019 dosáhla cca 25 eur za tunu CO2, hodnoty o 65 % vyšší než v červnu 2018, kdy dosahovala cca 15 EUR/t. S emisním faktorem 1-1,2 tun CO2 na vyrobenou MWh elektřiny tato položka pro hnědouhelné elektrárny představovala náklady ve výši 25-30 eur na každou MWh čisté výroby elektrické energie.
Po přičtení provozních a palivových nákladů ve výši 5-10 EUR/MWh, se minimální výrobní náklady hnědouhelných elektráren vyšplhaly celkově na cca 30-40 EUR/MWh.
Průměrná cena elektřiny na denním trhu dosáhla v červnu 31,84 EUR/MWh. To znamená, že zejména hnědouhelné elektrárny s vyšším emisním faktorem nebo vyššími provozními nebo palivovými náklady byly v průměru nerentabilní a jejich provoz se případně vyplatil pouze v hodinách s vyššími denními cenami elektřiny.
Emisní faktor paroplynových elektráren je v porovnání výrazně nižší, cca 0,35-0,4 t CO2 na vyrobenou MWh elektřiny. Tj. náklady na emisní povolenky v případě paroplynových elektráren dosahovaly cca 10 EUR/MWh. Cena plynu dosáhla v červnu průměrné hodnoty 7 EUR/MWh, což představuje téměř pětinový pokles oproti 8,60 EUR/ MWh v červnu 2018. Pro elektrárny s účinností 40-50 % tak palivové náklady dosahovaly 14-18 EUR/MWh. Variabilní náklady paroplynových elektráren tak celkově dosáhly 24-28 EUR/MWh, méně než náklady na emisní povolenky v případě hnědouhelných elektráren. Z tohoto důvodu došlo k významnému coal to gas switchingu.
<figure id="attachment_73971" class="wp-caption aligncenter" style="width: 3107px;"><img class="size-full wp-image-73971" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/07/1563344987089_day-ahead-preis.png" sizes="(max-width: 767px) 89vw, (max-width: 1000px) 54vw, (max-width: 1071px) 543px, 580px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/07/1563344987089_day-ahead-preis.png 3107w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/07/1563344987089_day-ahead-preis-512x253.png 512w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/07/1563344987089_day-ahead-preis-768x380.png 768w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/07/1563344987089_day-ahead-preis-1024x507.png 1024w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/07/1563344987089_day-ahead-preis-725x359.png 725w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/07/1563344987089_day-ahead-preis-800x396.png 800w" alt="" width="3107" height="1537" /><figcaption class="wp-caption-text">Cena elektřiny na denním trhu v EUR/MWh, cena EUA EUR/t, cena EUA pro hnědouhelné elektrárny v EUR/MWh a palivové a provozní náklady hnědouhelných elektráren v EUR/MWh. Zdroj: Fraunhofer ISE</figcaption></figure>
&nbsp;
<h2>Nižší výroba uhelných elektráren ale i import namísto exportu</h2>
V červnu čistá výroba elektřiny z hnědého uhlí poklesla meziročně o 38 % z 11,3 TWh na 7 TWh, což znamenalo pokles emisí CO2 o 4,9 milionu tun. Výroba černouhelných elektráren poklesla o 41 % z 4,4 TWh na 2,6 TWh a jejich emise o 1,45 mil. tun CO2 . Elektrárny spalující zemní plyn naopak zvýšily svoji produkci o 62 % z 2,3 TWh na 3,7 TWh a produkci CO2 o 0,5 mil. tuny. V důsledku příhodných podnebných podmínek vzrostla výroba elektřiny z větrných elektráren o 14 % a ze solárních elektráren o 21 %.
V červnu se také významně změnilo saldo elektřiny ve srovnání se stejným obdobím v roce 2018. Vývoz 1,7 TWh v červnu 2018 se změnil na dovoz 0,3 TWh v červnu 2019. Zatížení soustavy se snížilo o 8,1 % ze 40,7 TWh v červnu 2018 na 37,6 TWh v červnu 2019.
Vysoká výroba elektřiny větrných a fotovoltaických elektráren a další národní a mezinárodní tržní faktory vedly k poklesu cen elektřiny na denním trhu. Meziročně se snížily o 24 % z průměrných 42,09 EUR/MWh v červnu 2018 na 31,84 EUR/MWh v červnu 2019.
<figure id="attachment_73972" class="wp-caption aligncenter" style="width: 2326px;"><img class="wp-image-73972 size-full" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/07/1563344987089_monatl-stromversorgung-e1563733343327.png" sizes="(max-width: 767px) 89vw, (max-width: 1000px) 54vw, (max-width: 1071px) 543px, 580px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/07/1563344987089_monatl-stromversorgung-e1563733343327.png 2326w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/07/1563344987089_monatl-stromversorgung-e1563733343327-512x232.png 512w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/07/1563344987089_monatl-stromversorgung-e1563733343327-768x349.png 768w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/07/1563344987089_monatl-stromversorgung-e1563733343327-1024x465.png 1024w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/07/1563344987089_monatl-stromversorgung-e1563733343327-725x329.png 725w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/07/1563344987089_monatl-stromversorgung-e1563733343327-800x363.png 800w" alt="" width="2326" height="1056" /><figcaption class="wp-caption-text">Srovnání výroby jednotlivých zdrojů v Německu v červnu 2018 a červnu 2019. Zdroj: Fraunhofer ISE</figcaption></figure>
<blockquote>„Potěšujícím vedlejším efektem těchto čistě tržně řízených událostí byly výrazně nižší emise oxidu uhličitého z fosilních zdrojů. Snížily se o 33 % z 17,3 milionu tun v červnu 2018 na 11,5 milionu tun v červnu 2019,“ komentuje prof. Bruno Burger, tvůrce Fraunhofer ISE Energy Charts.</blockquote>
V případě, že by veškerá výroba hnědouhelných elektráren byla nahrazena výrobou plynových elektráren, emise CO2 by poklesly o dvě třetiny.

Německo: Coal to Gas switching způsobil v červnu meziroční snížení emisí CO2 fosilních elektráren o 33 %

Propad cen zemního plynu, který způsobuje stále rostoucí domácí těžba, stimuloval ve Spojených státech v posledních letech výstavbu nových plynových zdrojů. V posledních třech letech rovněž výrazně vzrostl podíl pokročilých paroplynových bloků, které nabízí vyšší účinnost a nižší náklady na výstavbu než starší typy plynových zdrojů.
<a href="https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=39912" target="_blank" rel="noopener">Podle dat americké vládní agentury U.S. Energy Information Administration (EIA)</a> v posledních letech v USA rostou jednotky až desítky GW výkonu v paroplynových zdrojích ročně, přičemž v posledních letech se ke slovu dostávají pokročilé paroplynové bloky (ANGCC).
V posledních třech letech tyto pokročilé bloky tvořily bezmála třetinu nového výkonu v paroplynových elektrárnách.
<figure id="attachment_72983" class="wp-caption aligncenter" style="width: 725px;"><img class="size-full wp-image-72983" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/06/Vystavba-paroplynovych-elektraren-v-USA-mezi-lety-2013-a-2022.png" sizes="(max-width: 725px) 100vw, 725px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/06/Vystavba-paroplynovych-elektraren-v-USA-mezi-lety-2013-a-2022.png 725w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/06/Vystavba-paroplynovych-elektraren-v-USA-mezi-lety-2013-a-2022-512x212.png 512w" alt="Nově instalovaný výkon v paroplynových zdrojích v USA od roku 2013 a plán do roku 2022. Zdroj: EIA" width="725" height="300" /><figcaption class="wp-caption-text">Nově instalovaný výkon v paroplynových zdrojích v USA od roku 2013 a plán do roku 2022. Zdroj: EIA</figcaption></figure>
Pokročilé bloky mohou díky své vyšší účinnosti a většímu výkonu nabídnout úspory z rozsahu, a tudíž i nižší náklady na výstavbu oproti starším typům. Podle EIA by nižší náklady měly v následujících letech podstatně navýšit podíl pokročilých bloků mezi novými plynovými zdroji.
<h2>Vyšší výkon umožnil snížení nákladů</h2>
Technologie paroplynových elektráren se stejně jako jiné technologie v posledních desetiletích neustále vyvíjela. Zatímco na počátku 60. let se výkon jednotlivých bloků pohyboval na úrovni 20 MW, v polovině 80. let největší bloky dosahovaly výkonu 100 MW a ke konci 90. let již 200 MW. S většími a lepšími turbínami, vyššími spalovacími teplotami a tím i vyšší účinností výkon současných bloků běžně dosahuje i 320 MW.
Vyšší instalovaný výkon pokročilých paroplynových bloků tak umožnil snížit náklady na jednotku instalovaného výkonu. První turbíny poslední generace větší třídy H byly v USA instalovány v roce 2015 a v roce 2017 tvořily 45 % výkonu v nových paroplynových blocích. Podle průzkumu EIA by turbíny třídy H měly tvořit třetinu nového výkonu v roce 2020 a až 40 % v letech 2021 a 2022.
<figure id="attachment_72986" class="wp-caption aligncenter" style="width: 725px;"><img class="size-full wp-image-72986" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/06/Prumerne-naklady-na-vystavbu-vybranych-plynovych-elektraren-v-USA-v-letech-2013-az-2016.png" sizes="(max-width: 725px) 100vw, 725px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/06/Prumerne-naklady-na-vystavbu-vybranych-plynovych-elektraren-v-USA-v-letech-2013-az-2016.png 725w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/06/Prumerne-naklady-na-vystavbu-vybranych-plynovych-elektraren-v-USA-v-letech-2013-az-2016-512x205.png 512w" alt="Průměrné náklady na výstavbu vybraných plynových elektráren v USA v letech 2013 až 2016. Zdroj: EIA" width="725" height="290" /><figcaption class="wp-caption-text">Průměrné náklady na výstavbu vybraných plynových elektráren v USA v letech 2013 až 2016. Zdroj: EIA</figcaption></figure>
Vůči starším paroplynovým blokům mohou pokročilé bloky nabídnout výrazně nižší náklady na jednotku instalovaného výkonu. Zatímco mezi lety 2013 a 2016 se náklady na výstavbu pokročilých bloků pohybovaly v průměru na 936 dolarech za kW, v případě starších typů bloků náklady dosahovaly 1270 dolarů za kW, tedy o třetinu vyšší hodnoty.
Nejlevnější je stále výstavba běžných spalovacích turbín bez parního okruhu, které však dosahují nižší účinnosti a díky své vysoké flexibilitě jsou běžně využívány jako špičkové zdroje.
<a href="https://www.eia.gov/outlooks/aeo/pdf/aeo2019.pdf" target="_blank" rel="noopener">Podle referenčního scénáře posledního výhledu EIA z letošního roku</a> by díky nižším nákladům na výstavbu moderních paroplynových elektráren měl výkon v těchto zdrojích v USA vzrůst do roku 2050 o 235 GW.

S poklesem cen plynu se v USA v posledních letech staví stále více pokročilých paroplynových elektráren

General Electric v pátek oznámila, že ukončí provoz své kalifornské paroplynové elektrárny teprve ve třetině její životnosti. Podle společnosti není provoz elektrárny se zastaralou technologií v konkurenci větrných a solárních elektráren ekonomicky rentabilní.
Paroplynová elektrárna, známá pod názvem Inland Empire Energy Center, používá dvě turbíny GE třídy H, vyvinuté teprve v minulé dekádě, před tím, než společnost představila svou vlajkovou třídu HA, která využívá jiné technologie.
Uzavření elektrárny ilustruje silnou konkurenci na deregulovaném energetickém trhu v Kalifornii, kde levné větrné a solární zdroje vytlačují zdroje fosilní. Paroplynové elektrárny se přitom obecně, díky svojí flexibilitě, řadí ke zdrojům vhodným jako doplněk intermitentních obnovitelných zdrojů.
Třída turbín H však trpí několika neduhy, které v konkurenci ostatních plynových elektráren mají za následek její nižší využití. Dle expertů najetí tohoto typu turbíny z horkého stavu trvá několik hodin a technologie navíc trpěla technickými neduhy.
<blockquote>„Rozhodli jsme se ukončit provoz elektrárny Inland Empire, která je již několik let provozována s nižším využitím, s účinností na konci roku 2019. Elektrárna je vybavena zastaralou technologií…a její další podpora není hospodárná,“ uvedla GE agentuře Reuters.</blockquote>
GE uvedla, že elektrárna není vhodná pro potřeby vyvíjejícího se trhu v Kalifornii, který vyžaduje schopnosti rychlého startu k uspokojení špičky poptávky v tamní elektrizační soustavě.
Novější typ turbín od GE, třída HA, najede z horkého stavu do půl hodiny, a je tak schopen reagovat na měnící se stav soustavy. Trh pro turbínu H se nevyvinul takovým způsobem, jaký GE očekávala, což vyústilo v minimální poptávku po tomto typu turbín.
GE dodala, že již nebude podporovat nebo vyrábět náhradní díly pro turbíny třídy H. Pouze jedna další elektrárna využívá tento typ turbíny, elektrárna Baglan Bay ve Walesu.
<h2>Elektrárna byla v provozu pouhých 10 let</h2>
750MW elektrárna Inland Empire Energy Center se nachází v Riverside County asi 120 km východně od Los Angeles. První blok byl uveden do provozu v roce 2008, druhý potom o rok později. Náklady na její výstavbu se odhadují na 1 miliardu dolarů.
Životnost tohoto typu plynových elektráren s kombinovaným cyklem dosahuje minimálně 30 let, elektrárna tak bude uzavřena teprve po završení třetiny své životnosti. První blok elektrárny byl uzavřen již v roce 2017, což snížilo výkon elektrárny na současných přibližně 376 megawattů.
GE má v úmyslu prodat areál elektrárny společnosti vyrábějící akumulátory, ta by tak mohla využít stávajícího připojení k elektrizační soustavě.
Úvodní fotografie: Paroplynová elektrárna Inland Empire Energy Center spolenosti GE. Autor: Oohlongjohnson, Wikimedia Commons

Elektrárny ve světě

GE ukončí provoz teprve 10 let staré paroplynové elektrárny v Kalifornii

Polska Grupa Energetyczna (PGE) zahájila výběrové řízení na dva nové paroplynové bloky s celkovým výkonem zhruba 1400 MW v polské elektrárně Dolna Odra na severu země. Projekt, který PGE poptává „na klíč“ s očekávanými náklady 4 miliardy zlotých (24 miliard Kč), má být hotový do konce roku 2023. Náš severní soused v současné době hledá čistší náhradu svých uhelných zdrojů a kromě plynu je hodlá nahradit i zdroji jadernými.
Polská společnost PGE v <a href="https://www.gkpge.pl/Biuro-Prasowe/Komunikaty-prasowe/korporacyjne/pge-ruszyly-poszukiwania-wykonawcy-blokow-gazowych-w-elektrowni-pod-szczecinem">minulém týdnu oznámila</a>, že v rámci své strategie investování do zdrojů vypouštějících méně emisí vypsala výběrové řízení na dva <a href="https://oenergetice.cz/typy-elektraren/paroplynova-elektrarna-princip-funkce/">paroplynové bloky</a>. Každý blok má disponovat 650–717 MW instalovaného výkonu a PGE na projekt vynaloží zhruba 4 miliardy zlotých (přibližně 24 miliard Kč). Své nabídky mohou zájemci podat do konce července s tím, že nové bloky by měly být v provozu na konci roku 2023.
Dodavatel, který ve výběrovém řízení zvítězí, by měl zároveň celý projekt realizovat „na klíč“ a zařídit tak návrh, dodávku, výstavbu a montáž. Kromě toho pak bude muset zajistit samotné uvedení bloků do provozu spolu se zaškolením obsluhy, servisem v záruční době a poskytováním servisních služeb pro obě plynové turbíny po dobu 12 let.
<blockquote>„Skupina PGE chce být lídrem v oblasti transformace energetiky a výstavba nových jednotek poháněných nízkoemisním plynem je další etapou naší změny. Zaměřujeme se na nejmodernější technologická řešení, která nám umožní dosáhnout vysoké efektivnosti,“ uvedl Henryk Baranowski, předseda správní rady PGE.</blockquote>
Oba nové bloky, které mají disponovat možností vyrábět kromě <a href="https://oenergetice.cz/technologie/kogenerace-princip-technologie-a-vyhody/">elektřiny i technologické teplo</a>, budou stát v elektrárně Dolna Odra nedaleko Štětína v severozápadním Polsku. Budou tak velmi blízko k vyústění <a href="https://oenergetice.cz/zahranicni/plynovod-baltic-pipe-ziskal-jiz-treti-financni-grant-od-eu/">plánovaného plynovodu Baltic Pipe</a>, který by měl umožnit Polsku v říjnu roku 2022 přímo dovážet plyn z Norska a zároveň se nacházet v dosahu LNG terminálu Swinoujscie.
<blockquote>„Investice do plynových zdrojů je pro PGE GiEK klíčová a zajistí nahrazení výrobních kapacit elektrárny Dolna Odra, konkrétně dvou bloků č. 3 a 4, které již nejsou v provozu, a očekávaného odstavení bloků č. 1 a 2, které jsou v současné době využívány jako zimní rezerva pro polskou energetickou soustavu,“ řekl Norbert Grudzień, viceprezident pro investice a správu aktiv ve společnosti PGE GiEK.</blockquote>
<h2>Plynová budoucnost?</h2>
Výroba z plynu v Polsku pomalu roste, minulý měsíc vyrobily plynové zdroje 8 % elektřiny (v meziročním srovnání o 2 procenta více), zatímco uhelné elektrárny drží jasné prvenství s 83 % (meziročně o 3 procenta méně). Nové <a href="https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/natural-gas/061419-polands-pge-launches-tender-to-build-countrys-biggest-gas-plant">plynové bloky vyrostly</a> v roce 2017 ve Wloclaweku (463 MW) a minulý rok v Plocku (600 MW). Další jsou ve výstavbě či v procesu plánování. V roce 2025 by tak v Polsku mohly stát 4 GW v plynových zdrojích.
Zdroj úvodní fotografie: PGE