Evropská unie i další velké světové ekonomiky usilují o klimatickou neutralitu, nebo alespoň o zásadní snížení emisí skleníkových plynů. Pro energetickou i geopolitickou bezpečnost Česka, ale i pro ceny energií, je důležité, aby energetika byla diversifikována a stála na třech pilířích – obnovitelných zdrojích (primárně fotovoltaice), jádru a přechodně, do roku 2050, i nízkoemisním plynu, z dlouhodobého hlediska pak budou významnou roli hrát bateriová úložiště a využití vodíku. Rok 2050 je mezníkem, po kterém již nebude možné provozovat žádné emisní zdroje.
Německo staví svojí strategii také na třech pilířích, kterými jsou pevninské obnovitelné zdroje (fotovoltaika a pevninský vítr), offshore vítr a plyn.  <a href="https://oenergetice.cz/nemecko/nemecko-schvalilo-reformu-zakona-oze-zmeny-podpore-snaha-zapojeni-obci-zejmena-vyrazna-vlna-kritika">V prosinci Němci přijali zákon</a>, dle něhož chtějí mít v roce 2030 65 % elektřiny z obnovitelných zdrojů, 23 % z plynu a 12 % z uhlí. Usilují přitom o přiměřenou diverzifikaci: fotovoltaika dosáhne 100 GW, onshore vítr 71 GW a vítr na moři 20 GW. Výroba z vodních elektráren a z biomasy zůstane na současné úrovni. Po roce 2030 role offshore ještě vzroste, protože stavět onshore je i v Německu čím dál obtížnější. Podstatnou roli pro vyrovnávání okamžité výroby a spotřeby budou hrát baterie. Dlouhodobě EU i Německo sází na vodík a počítají s tím, že po roce 2040 bude průmyslovou technologií.
Česko má v současné době díky jaderným a uhelným elektrárnám dostatek domácího výkonu i výroby. <a href="https://oenergetice.cz/uhli/uhelna-komise-doporucila-konec-uhli-v-cr-v-roce-2038">Uhelné zdroje mají být odstaveny nejpozději do roku 2038</a>. Rychle rostoucí cena povolenek i další legislativní tlaky (emisní stropy BAT/BREF vydané od 2025 a platné od 2029, taxonomie) mohou vést k podstatně rychlejšímu odstavování, než si dnes mnozí představují. Česko tak potřebuje rychle rozhodnout dvě významná témata: jak zajistit dostatek energie a výkonu po uzavření uhelných zdrojů a jak dlouhodobě zajistit přiměřenou diverzifikaci svých zdrojů. Česká energetická cesta se tak stává závodem s časem, a nikoli soubojem technologií. Co tedy v Česku potřebujeme?
Do roku 2030 potřebujeme změnit teplárenství z uhelného na plynové. Zajistíme tak teplo za přijatelnou cenu,  která bude o mnoho méně náchylná na cenu povolenky. Stavět další plynové zdroje později, po roku 2030, je nesmysl. Kvůli plnění klimatických cílů bychom je museli uzavřít dlouho před ukončením jejich životního cyklu, protože plyn – ať chceme či ne – patří mezi emisní zdroje a budeme se s ním muset v roce 2050 rozloučit.
Zároveň se musíme začít připravovat na klimatickou neutralitu. Včas potřebujeme budovat obnovitelné zdroje jako náhradu postupně dožívajících uhelných elektráren. Můžeme podobně jako Německo stavět fotovoltaiku a částečně i onshore větrné elektrárny.
<a href="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2015/04/solar.jpg"><img class="aligncenter size-full wp-image-2069" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2015/04/solar.jpg" sizes="(max-width: 767px) 89vw, (max-width: 1000px) 54vw, (max-width: 1071px) 543px, 580px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2015/04/solar.jpg 1024w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2015/04/solar-512x340.jpg 512w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2015/04/solar-768x510.jpg 768w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2015/04/solar-725x481.jpg 725w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2015/04/solar-800x531.jpg 800w" alt="" width="1024" height="680" /></a>
Potřebujeme rovněž finálně připravit výstavbu jaderného zdroje jako náhradu stávajícího zdroje v Dukovanech. Na rozdíl od Německa nemáme moře, které umožňuje masivní využití offshore větrných elektráren – diverzifikaci zdrojů v našich podmínkách zajistí jádro. Podle současného plánu dojde jen k několikaletému překryvu v provozu obou zdrojů. To však situaci principiálně nemění. I Německo prozíravě staví zdroje „do zásoby“, nečeká až na nedostatek elektřiny.
Při značném nárůstu kapacity obnovitelných zdrojů bude zapotřebí rozvíjet i baterie ve velkém měřítku. Jejich využití pro podpůrné služby umožní už poslední kodex ČEPS (provozovatel přenosové soustavy) a další připravovaná legislativa. Dále je zapotřebí rozvíjet využití vodíku v ČR. Výhledově, vedle transformace dopravy na vodík, je nutné taky připravovat  jeho distribuci a zdroje elektřiny s vodík-ready turbínami.
Období, do něhož vstupujeme, nám plyn pomůže vyřešit. Tím jeho role poroste, ale jen přechodně.
Ministerstvo průmyslu a obchodu plánuje uskutečnit transformaci centrálního teplárenství na plyn. ČEZ nad rámec této transformace zvažuje i výstavbu dalších plynových elektráren. Výhodou plynových zdrojů je vedle menší emisní stopy ve srovnání s uhlím i jejich vysoká provozní flexibilita umožňující vyrovnat okamžitou výrobu z OZE.
Zemní plyn není univerzální dlouhodobé řešení, protože má několik omezení a rizik. Již výše zmiňuji emisní omezení kvůli klimaneutralitě a z nich plynoucí ekonomické limity. Navíc plyn není zárukou energetické bezpečnosti. Zásobníky plynu pojmou kolem 40–50 % roční spotřeby ČR, vystačí tedy na 5–6 měsíců. Jen pro srovnání: zásoba jaderného paliva vystačí na 2,5–4 roky, OZE je pak čistě lokální.
<figure id="attachment_44141" class="wp-caption aligncenter" style="width: 1000px;"><a href="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/Palivova-kazeta.-Jaderne-palivo.-Nuclear-Fuel.-Zdroj-TVEL.jpg"><img class="size-full wp-image-44141" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/Palivova-kazeta.-Jaderne-palivo.-Nuclear-Fuel.-Zdroj-TVEL.jpg" sizes="(max-width: 767px) 89vw, (max-width: 1000px) 54vw, (max-width: 1071px) 543px, 580px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/Palivova-kazeta.-Jaderne-palivo.-Nuclear-Fuel.-Zdroj-TVEL.jpg 1000w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/Palivova-kazeta.-Jaderne-palivo.-Nuclear-Fuel.-Zdroj-TVEL-512x277.jpg 512w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/Palivova-kazeta.-Jaderne-palivo.-Nuclear-Fuel.-Zdroj-TVEL-768x415.jpg 768w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/Palivova-kazeta.-Jaderne-palivo.-Nuclear-Fuel.-Zdroj-TVEL-725x392.jpg 725w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/Palivova-kazeta.-Jaderne-palivo.-Nuclear-Fuel.-Zdroj-TVEL-800x433.jpg 800w" alt="Palivová kazeta. Jaderné palivo. Nuclear Fuel. Zdroj TVEL" width="1000" height="541" /></a><figcaption class="wp-caption-text">Palivový soubor od společnosti TVEL; Zdroj: TVEL</figcaption></figure>
Využití zemního plynu proto dává smysl jen na přechodnou dobu. Až technologie postoupí, bude zapotřebí nasadit progresivní řešení s vysokou provozní flexibilitou umožňující vyrovnat okamžitou výrobu z OZE, například bateriová úložiště a využití vodíku.
Čeká nás hodně práce, ale máme velkou výhodu. Vlastně dvě. Víme, že musíme diverzifikovat zdroje i kolik na to máme času. Zároveň máme možnost maximálně využít příliv evropských financí, které mají přispět k dekarbonizaci a k udržitelnému rozvoji, a které jsou hlavně už od letošního roku k dispozici.
&nbsp;
Pavel Řežábek, Hlavní ekonom ČEZ
Komentář byl původně publikován na webu ihned.cz

Názory

Síla české energetiky bude v diverzifikaci

Německé paroplynové elektrárny budou i nadále, až do období vánočních svátků, provozovány pro pokrytí základního zatížení. Důvodem jsou nízké ceny plynu, které elektrárny spalující zemní plyn favorizují oproti elektrárnám černouhelným. Společnosti provozující elektrárny <a href="https://www.montelnews.com/en/story/german-gas-plants-set-to-run-baseload-in-dec-amid-low-prices/1169515">to uvedly pro agenturu Montel</a>.
Mezní náklady na provoz německých (paro)plynových elektráren jsou při současných cenách zemního plynu, uhlí a emisních povolenek nižší než náklady na provoz černouhelných elektráren. Paroplynové elektrárny tak budou i nadále favorizovány v německém energetickém mixu při pokrývání základního zatížení (baseload).
Evropa v současné době čelí nízkým cenám plynu, kontrakty s dodávkou v následujících měsících <a href="https://www.powernext.com/futures-market-data">se v německém obchodním bodě NCG pohybují okolo 13 EUR/MWh</a>, cena pro následující měsíc poklesla dokonce pod 12,8 EUR/MWh. Podobný vývoj lze sledovat i na hubu TTF, který je nyní nejlikvidnějším obchodním bodem v Evropě.
<figure id="attachment_89982" class="wp-caption aligncenter" style="width: 1612px;"><a href="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/11/ICE_gas.png"><img class="size-full wp-image-89982" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/11/ICE_gas.png" sizes="(max-width: 767px) 89vw, (max-width: 1000px) 54vw, (max-width: 1071px) 543px, 580px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/11/ICE_gas.png 1612w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/11/ICE_gas-512x275.png 512w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/11/ICE_gas-768x413.png 768w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/11/ICE_gas-1024x550.png 1024w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/11/ICE_gas-725x389.png 725w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/11/ICE_gas-800x430.png 800w" alt="" width="1612" height="866" /></a><figcaption class="wp-caption-text">Vývoj ceny zemního plynu pro kontrakt s dodávkou v prosinci 2020 pro TTF. Zdroj: ICE</figcaption></figure>
Marže německých paroplynových elektráren (tzv. clean spark spread – CSS) pro elektrárny s 59% účinností dosahuje pro prosinec 0,71 EUR/MWh, zatímco marže černouhelných elektráren (clean dark spread – CDS) s účinností 42 % je pro prosinec záporná a dosahuje -5,80 EUR/MWh.
<div style="margin-bottom: 20px; padding: 12px; border: 1px solid gray; font-style: italic; background-color: #f5f5f5;">
CSS představuje cenu elektřiny sníženou o náklady na palivo a na emisní povolenky pro elektrárny spalující zemní plyn, zohledňuje rovněž účinnost elektrárny. Nezahrnuje investiční náklady, náklady na provoz a údržbu a další náklady provozovatele. CDS představuje totožný ukazatel pro elektrárny spalující černé uhlí.
</div>
<h2>Výhled pro paroplynové elektrárny je prozatím příznivý i pro první čtvrtletí 2021</h2>
V prosinci budou během prvních tří týdnů paroplynové elektrárny běžet v základním zatížení, zatímco během vánočních svátků jejich využití poklesne z důvodu nižší poptávky po elektřině, uvádí Sigurd Lie, energetický analytik společnosti Storm Geo.
Tzv. coal to gas switching neboli nahrazování uhelných elektráren ve výrobě elektřiny elektrárnami spalujícími zemní plyn bude pokračovat do prvního čtvrtletí, ale plynové elektrárny budou pravděpodobně mimo provoz o víkendech a zejména v neděli, dodává Lie.
<blockquote>„[Střednědobý až dlouhodobý] trend hovoří ve prospěch plynu,“ souhlasí mluvčí německé energetické společnosti Uniper, Georg Oppermann, a poukázal na plány Německa na odstavení jaderných elektráren do konce roku 2022 a odstavování uhelných elektráren.</blockquote>
Paroplynové elektrárny Uniperu Irsching 4 a Irsching 5, které se na trh vrátily začátkem října poté, co byly součástí rezervy ke stabilizaci německé energetické sítě od dubna 2016, měly v říjnu dle dat dle Fraunhoferova institutu koeficient využití instalovaného výkonu 43 %, respektive 39 %.
<blockquote>„V říjnu byly jednotky v provozu hlavně v pracovní dny a mimo provoz byly v sobotu a neděli. Jejich výroba obvykle začala mezi 04:00-05:00 a skončila kolem 22:00. Během této doby vyráběly jednotky hlavně na plný výkon,“ uvedl Bruno Burger, výzkumný pracovník společnosti Fraunhofer ISE.</blockquote>
Úvodní fotografie: Německá plynová elektrárna Irsching, zdroj: Mainova

Německo

Německé plynové elektrárny jsou díky nízkým cenám plynu nasazovány pro pokrytí základního zatížení

Polská paroplynová elektrárna Stalowa Wola byla v minulém týdnu připojena k síti. Zdroj o výkonu 450 MW měl být původně zprovozněn v roce 2016, dočkal se však řady zpoždění, to poslední pak bylo způsobeno pandemií koronaviru. Kromě elektřiny bude elektrárna dodávat také teplo do okolních oblastí.
Polským státem ovládaná <a href="https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/coal/082420-taurons-450-mw-polish-gas-plant-synchronized-after-coronavirus-delay?fbclid=iwar1lwafz7v4fgkjjtosmbuevrepbwv9xqzjj45hkh4t3ysltm1iuopf29c8">společnost Tauron uvedla</a>, že 24. srpna dokončila připojení své paroplynové elektrárny Stalowa Wola o výkonu 450 MW k síti. Investici za 1,5 miliardy zlotých (8,9 miliardy Kč) realizovala <a href="https://oenergetice.cz/zahranicni/polsko-planuje-sjednotit-energeticke-spolecnosti">společnost Tauron se státní plynárenskou společností PGNiG</a>. Paroplynová elektrárna Stalowa Wola v jihovýchodním Polsku byla postavena, aby nahradila původní uhelnou elektrárnu.
<blockquote>„Synchronizace paroplynových turbín završila celou investici. Elektrárna nyní bude procházet fází optimalizace, ladění a testování,“ uvedl generální ředitel společnosti Tauron Wojciech Ignacok.</blockquote>
<h2>Čtyřleté zpoždění</h2>
Elektrárna měla být původně zprovozněna v polovině roku 2016. Ovšem když byl projekt dokončen z 85 %, společnost Tauron zrušila smlouvu se španělským stavitelem Abener Energia z důvodu nedodržení termínů. Projekt tak dokončilo konsorcium polských společností vedené Energopomiarem.
Podle posledních plánů pak měla být Stalowa Wola uvedena do provozu ve druhém čtvrtletí, ale nabrala poslední zpoždění kvůli pandemii koronaviru. Kromě dodávek elektřiny bude elektrárna zásobovat teplem obyvatele okolních oblastí. Podle vyjádření společnosti Tauron by <a href="https://oenergetice.cz/emise-co2/polsko-by-podle-opozice-mohlo-roku-2050-dosahnout-kimaticke-neutrality">měla elektrárna vypustit zhruba 360 kg CO2</a> na vyrobenou MWh.
Zdroj úvodní fotografie: Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A.

Elektrárny v Evropě

V Polsku byla připojena k síti 450MW paroplynová elektrárna Stalowa Wola

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.

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.