Jaderná energetika ve Střední Evropě
I s ohledem na to, že na přelomu roku 2019 a 2020 se realizovalo několik kroků k zahájení výstavby nového bloku v Dukovanech, je zajímavé se podívat na současnost a perspektivy jaderné energetiky ve Střední Evropě. Energetiky jejich států mají řadu společných vlastností i odlišností. Je však řada důvodů, aby i kvůli jaderné energetice spolupracovaly a postupovaly koordinovaně a společně.
Kromě Polska všechny státy V4 provozují reaktory VVER440. V Česku jsou čtyři tyto bloky v elektrárně Dukovany, na Slovensku dva provozované bloky v elektrárně Jaslovské Bohunice a dva v provozu a dva ve výstavbě v elektrárně Mochovce a v Maďarsku pak čtyři bloky v elektrárně Paks. Kromě Mochovců všechny bloky byly dokončeny v osmdesátých letech. Zároveň se nedá předpokládat, že by se rychle postavila jejich náhrada. Je tak třeba usilovně pracovat na co nejdelší době jejich bezpečného provozování. Zde budou provozovatelé narážet nejen na technické výzvy, ale také na velmi intenzivní politický tlak z Německa a Rakouska na uzavření těchto bloků. V technické i politické oblasti bude velmi užitečná spolupráce a vzájemná podpora těchto zemí. Technicky a pravděpodobně ekonomicky je určitě možné provozování 50 i 60 let, tedy buď do třicátých, nebo dokonce čtyřicátých let. Kritickým problémem však bude politický odpor Rakouska a Německa.
Zmíněné bloky VVER440 bude potřeba nejpozději do čtvrt století nahradit novými zdroji. Doba výstavby nových jaderných bloků v Evropě je navíc velmi dlouhá. Proto je potřeba co nejdříve pracovat na jejich náhradě. Zároveň však by měly středoevropské státy v rámci celoevropské politiky snižování emisí nahradit své fosilní zdroje nízkoemisními. Podívejme se tak podrobněji na středoevropskou energetiku a její možnosti přispívat ke snížení emisí.
Středoevropské státy a nízkoemisní energetika
Všechny zmíněné středoevropské země mají jistě určitý potenciál pro využití obnovitelné energie. Ovšem vzhledem k jejich geografickým podmínkám je tento potenciál omezený. Vodní zdroje mají relativně vysoký příspěvek a potenciál využití na Slovensku, připomenu Vážskou kaskádu. Ten už je však i tam z největší části využit. Možnosti případné nové výstavby jsou už značně omezené a jsou často z ekologických důvodů problematické. Příkladem může být vyrovnávací stupeň Nagymaros, který Maďarsko nakonec nerealizovalo, či přečerpávací elektrárny v horských partiích Česka.
Větrné mořské pobřeží má pouze Polsko, v dalších státech jsou možnosti využití větru značně omezené. Hlavně Polsko a Maďarsko jsou intenzivní zemědělští producenti, i tak však ve výrobě energie lze jen omezeně spoléhat na biomasu. Konkuruje totiž produkci potravin a ekologické funkci krajiny. Při odchodu od uhlí tak pro všechny tyto státy existují pouze dvě možnosti. Buď v budoucnu přejdou na kombinaci plynu a obnovitelných zdrojů, nebo na kombinaci jádra a obnovitelných zdrojů. Nevýhodou plynu je, že je všechny tyto státy dováží. Zároveň je to fosilní palivo, při jehož těžbě, dopravě a spalování se intenzivně produkují skleníkové plyny. Přechod k nízkoemisní energetice tak v těchto zemích může zajistit pouze kombinace jaderných bloků a obnovitelných zdrojů. S využíváním plynu vyvstává hlavně pro Česko, Maďarsko a Slovensko ještě jeden problém. Jde o menší a velmi otevřené ekonomiky závisející na průmyslu a exportu jeho výrobků. Pro zajištění své konkurenceschopnosti tak potřebují zajištění bezpečných dodávek levné elektřiny. S využitím dováženého plynu to půjde těžko.
Česká republika má produkci elektřiny v současnosti okolo 88 TWh a spotřebu 74 TWh, je tak zatím exportérem elektřiny. Z uhlí vyrábí okolo 43 % a jádro zajišťuje okolo 34 % elektřiny. Má čtyři bloky VVER440 v Dukovanech a dva bloky VVER1000 v Temelíně. V nejbližších letech však dojde k odstavení několika uhelných bloků, které nesplní nové přísnější limity na emise. Česko tak přestane být exportérem a postupně začne mít potřebu importu elektřiny. Pokud chce realizovat cestu k nízkoemisní elektroenergetice, bude muset postavit přinejmenším náhradu Dukovan a dostavbu dvou bloků v Temelíně.
Slovensko je na cestě k nízkým emisím nejdále. V současné době je sice mírným importérem elektřiny, produkuje zhruba 27 TWh a spotřebuje 31 TWh. Po dostavbě dvou nových bloků v Mochovcích se však stane exportní zemí. Poslední dvě uhelné elektrárny, které zatím dodávají zhruba 10 % elektřiny, pak bude moci zavřít. Jaderné bloky v elektrárnách Jaslovské Bohunice a Mochovce zde poskytují už nyní okolo 55 % elektřiny. Připomeňme, že vodní zdroje zde dodávají okolo 15 % elektřiny. Slovensko tak v příštích pár letech dokončí přechod k nízkoemisní elektroenergetice. Pak bude potřebovat postavit náhradu za dosluhující bloky v Jaslovských Bohunicích. Slovensko je jedinou zemí v diskutované čtveřici, která má již odstavené jaderné bloky. Ukáže tak, jak je možné bezpečně zlikvidovat dosluhující bloky. Zde by mohlo pomoci získávat zkušenosti i ostatním. Důležité je to hlavně u bloku A1, kde proběhla jaderná havárie.
Maďarsko produkuje 31 TWh elektřiny a spotřebuje jí 44 TWh. Je tak jejím velmi silným importérem, dováží okolo 30 % svých potřeb. Z uhlí produkuje 15 % a z plynu pak 24 % elektřiny. Čtyři bloky VVER440 v elektrárně Paks jí dodávají 50 % výroby elektřiny. Tato země postoupila nejdále v přípravě výstavby nových jaderných bloků. Smlouva o výstavbě dvojice bloků VVER1200 už byla s Rosatomem uzavřena a probíhá příprava staveniště. Zároveň se pracuje na získání povolení ke stavbě. Vybírají se také subdodavatelé jednotlivých částí. Turbínu bude dodávat GE a systém pro kontrolu a řízení Framatom se Siemensem. I to by mohlo urychlit získávání licence. Jsou to totiž firmy s velmi širokými zkušenostmi z Evropské unie.
Polsko má pro přechod k nízkoemisní energetice nejhorší pozici. Jeho výroba a spotřeba elektřiny je zhruba stejná, okolo 165 TWh. Z uhlí získává okolo 80 % elektřiny a z plynu 6 %. Z obnovitelných zdrojů je nejvýznamnější vítr, který dodává 7 % a voda s 1,5 %. Výstavba prvních jaderných bloků je teprve v přípravě.
Pokrok v minulém roce
Podívejme se na pokrok v jaderné energetice jednotlivých středoevropských zemích v minulém roce. Nejdříve, co se povedlo v Česku. Důležitým úkolem je co nejefektivnější využití stávajících bloků. Jednou z možností jsou dodávky tepla z nich. Tuto službu zatím u nás poskytují v omezené míře.
V polovině března 2019 začal ČEZ budovat horkovod z Temelína do Českých Budějovic. Jeho délka bude 26 km a dokončit jej firma plánuje do dvou let. Dvě potrubí o průměru 80 cm budou nejméně 1,3 m pod zemí. Horkovod povede většinou podél silnice mezi Týnem nad Vltavou a Českými Budějovicemi. Na stavbě by mělo pracovat až 80 lidí. Ztráty tepla by měly být pod 3 %. Měl by zajistit zhruba 30 % tepla potřebného v Budějovicích.
Pokračují přípravy smluv potřebných pro zahájení stavby prvního nového reaktoru. Půjde o blok v Dukovanech. Investory nových jaderných zdrojů v Česku mají být dceřiné firmy energetické společnosti ČEZ – EDU II pro jadernou elektrárnu Dukovany a ETE II pro jadernou elektrárnu Temelín. V současné době se dolaďuje smlouva mezi státem a společností ČEZ o stavbě nového bloku v Dukovanech. Měla by být podepsána a zveřejněna na přelomu února a března. Dohoda má upravit práva a povinnosti obou stran. Soutěž na dodavatele by měla být vypsána v prosinci. Začít stavět by se mohlo v roce 2029 a dokončení by se tak dalo čekat kolem roku 2036. Účast v soutěži zatím předpokládá pět firem: ruský Rosatom, francouzská EDF, jihokorejská KHNP, čínská CGNP a americký Westinghouse.
Pokud by se současné dukovanské bloky provozovaly 60 let, byl by překryv provozu zhruba deset let. Pokud bude výkon bloku okolo 1200 MWe, je pro takový provoz chladící vody dostatek i s rezervou. Navíc se na elektrárně pracuje na snížení spotřeby chladící vody u stávajících bloků.
Pokud vše půjde úspěšně a bude se dále směřovat k nízkoemisní energetice, měla by se během následujících pěti let připravit i dostavba dvou bloků v jaderné elektrárně Temelín.
Slovensko dokončuje dva bloky VVER440. Ty se začaly sice stavět už v roce 1985, v roce 1992 však byla výstavba zastavena. Obnovena byla v roce 2008. Provází ji však velký počet zpoždění. V roce 2019 se už přiblížilo spuštění alespoň jednoho z nich.
Třetí blok elektrárny Mochovce už je dokončený a připravuje se k uvedení do provozu. V průběhu roku 2019 proběhla řada velmi důležitých testů. Klíčové jsou hlavně různé tlakové zkoušky a hydrozkoušky. Při prvních horkých hydrozkouškách se objevily některé nedostatky, takže se od poloviny prosince 2019 uskutečnily opakované testy. Při nich se reaktor a systémy prvního okruhu nahřály na teplotu 260˚C a natlakovaly na tlak 16,8 MPa. Do reaktoru se zavezly tepelné imitátory palivových souborů, které věrně simulovaly hydrodynamické podmínky během provozu.
Všechny naplánované testy byly vykonány. Úspěšně se zrealizovaly pevnostní tlaková zkouška primárního okruhu, tlakové zkoušky všech parogenerátorů i zkoušky záložních dieselových generátorů. Slovenský úřad jaderného dozoru tyto zkoušky označil za úspěšné a předběžně jsou hodnoceny jako vyhovující. Pozorovaly se dva nedostatky. Během nové zkoušky úřad zjistil problémy na součásti zařízení, které slouží k udržení stálého tlaku v primárním okruhu bloku. V hermetické zóně, kde jsou umístěna základní technologická zařízení, byla zase snížena kvalita vzduchu. Důvodem patrně byly výpary z použitých nátěrů.
Teď bude důležité, jak se podaří odstranit i tyto problémy. Na tom závisí i doba zavezení palivových souborů. Kdy přesně k tomu dojde, nelze zatím říci. Mělo by to však být v tomto roce.
Po spuštění třetího bloku se bude možné soustředit na dokončení bloku čtvrtého. Zde je však třeba vykonat ještě dost práce. Je tak pravděpodobnější, že jeho spuštění bude spíše dva než jeden rok po zprovoznění třetího.
Rozbíhá se příprava výstavby jaderné elektrárny Paks. Koncem června 2019 se zde slavnostně začalo s výstavbou servisních budov potřebných pro stavbu nových jaderných bloků. Celkově by jich mělo být 80, jde o administrativní budovy, montážní haly, sklady a další.
Polsko se dostalo v roce 2019 pod ještě větší tlak na snížení své uhelné produkce elektrické energie. Masivnější náhrada uhelných elektráren se u něj neobejde bez využití jaderných zdrojů. Dá se předpokládat, že tlak na odchod od uhlí v Evropské unii bude i nadále růst. Polsko tak plánuje v nejbližších letech zahájit výstavbu své první jaderné elektrárny. Do provozu by ji chtělo uvést již v roce 2033. Do roku 2043 by chtělo mít v provozu 6 reaktorů s celkovým výkonem 6 až 9 GWe. Reálný vývoj je však velmi otevřený.
Jihovýchod Evropy
S energetikou středoevropského prostoru je úzce provázán i jihovýchod Evropy, který také jadernou energetiku využívá a plánuje ji provozovat i v budoucnu. Bulharsko znovu obnovilo snahu dokončit rozestavěný projekt jaderné elektrárny Belene. Po celý rok 2019 probíhala příprava tendru na investora a dodavatele. Zároveň se Bulharsko snaží zapojit okolní státy, jako jsou například Černá hora a Makedonie. To by umožnilo zlepšit uplatnění výroby této elektrárny.
Do soutěže se podle konečné informace z 31 ledna 2020 přihlásilo pět zájemců: ruský Rosatom, korejská KHNP, čínská CNNC chtějí být strategickými investory a francouzská Framatom a americká GE jako dodavatelé. Silným kandidátem je v ní Rosatom, protože nedokončená elektrárna i s již dodanými komponentami je jeho provenience.
Rumunsko stále uvažuje o rozšíření elektrárny Černá voda a dokončení dalších dlouho rozestavěných bloků. Dlouhodobě jedná s čínskou firmou CNG jako potenciálním investorem. Pořád však je otevřenou otázkou, kdy a kdo nakonec bude bloky v Černé vodě dokončovat.
Shrnutí stavu v středoevropském regionu
Jak je vidět z předchozího přehledu, potřebují všechny státy V4 postavit nové bloky. Zvlášť velká potřeba je v Polsku. Je jasné, že zvláště přístup k financování výstavby a výběru dodavatele je rozdílný. Tato fáze je již dokončena v Maďarsku a ostatní státy budou pečlivě sledovat, jak úspěšně probíhá realizace projektu v této zemi. Je otázkou, jestli bude možná spolupráce už v této oblasti. Spojit zakázky by v případě požadavku na větší počet bloků od jednoho dodavatele mohlo vést k lepší cenové nabídce.
Jaderný průmysl je nejvíce rozvinutý v České republice. Je tak zde potenciál vysokého zapojení do případné výstavby v Česku i okolních státech. Spojit síly by bylo výhodné i v oblasti výchovy potřebných odborníků a rozvoji struktur jaderného dozoru, které jsou klíčové pro bezpečnost provozování jaderných zařízení. Rozvoj v této oblasti je nejdůležitější právě pro Polsko, které do klubu států využívajících jadernou energetiku teprve vstupuje.
Český průmysl se intenzivně angažuje v údržbě jaderných bloků i ve východní Evropě. Na Ukrajině jádro zajišťuje okolo poloviny produkce elektřiny. Provozují se tam bloky VVER1000 a VVER440, které naše podniky dobře znají. I to je důvod, proč se pro dostavbu bloků 3 a 4 Chmelnické jaderné elektrárny uvažuje o české firmě Škoda JS. Zahájení stavby se plánuje na rok 2021. Je však velkou otázkou, zda a kdy reálně dostavba proběhne. Pokud by k tomu došlo, byla by to pro český jaderný průmysl velká výzva a také zdroj zkušeností. Vzhledem k tomu, že se pracuje na propojení ukrajinské elektrické soustavy s evropskou soustavou ENTSO-E právě přes oblast spojenou s Chmelnickou jadernou elektrárnou, mohla by tato jaderná elektrárna pomoci v době, kdy začne mít střed a východ Evropské unie problém s nedostatkem stabilních zdrojů.
Na závěr je možné zmínit, že v principu všechny čtyři státy uvažují o možnosti využívat v budoucnu malé modulární reaktory pro výrobu elektřiny i centrální dodávky tepla. I spolupráce v této oblasti bude velmi užitečná. Do vývoje malých modulárních reaktorů se nejvíce zapojilo Česko. Známá je koncepce takového zařízení Energy Well připravovaného výzkumnou organizací ÚJV a.s. v Řeži. Ta v loňském roce získala patent na tento malý modulární jaderný reaktor. Podrobněji se na tato zařízení podíváme za chvíli. Zároveň společnost ČEZ konzultuje možnost spolupráce při zavádění malých modulárních reaktorů NuScale firmy NuSCale Power a BWRX-300 firmy GE Hitachi.
Mohlo by vás zajímat:
"Pokud by se současné dukovanské bloky provozovaly 60 let, byl by překryv provozu zhruba deset let. Pokud bude výkon bloku okolo 1200 MWe, je pro takový provoz chladící vody dostatek i s rezervou. Navíc se na elektrárně pracuje na snížení spotřeby chladící vody u stávajících bloků."
Vážený pane Wagnere, mohl byste být konkrétnější? Problém množství chladící vody v Dukovanech jsem tu řešil pod nedávným článkem :
Diskuse pod článkem z 16.2.2020:
"Podaří-li se optimisticky úspory v rámci 8-24mil.m3/rok(15-44%) u stávající elektrárny, změnila by se spotřeba nejlépe na (55-24=31mil.m3/2,04GWe, tzn. cca 15mil.m3/ 1GWe. Dukovany by tedy měly po zavedení nových technologií hospodaření s chladící vodou celkový potenciál až 5,8GWe ?
Dá se to takto interpretovat?
V dokumentaci EIA nového dukovanského bloku je problematika chladicí vody, jak surové, tak odpadní, dosti detailně prožvýkána. Nutno k tomu také používat pravděpodobnostní pohled, včetně klimatických scénářů. Z toho šamanismu, jak tomu rozumím, vyjde přírůstek 1200 MWe jako realistický limit pro chlazení věžemi Iterson (tj., riziko, že se v těch 10 letech překryvu vyskytne tak suché období, že by voda ani s dalešickým zásobníkem nepostačila pro provoz podle plánu, je přijatelně malé). Je to trochu jako s elektřinou - dlouhodobě zprůměrovaná bilance není dostatečně výstižnou informací.
Já jsem tu EIA četl. Předpoklad pro klimatický vývoj je "scénář +2°C". Jinak jde o tu terminologii, spotřeba vs. odběr.
Každopádně je logické nejít v lokalitě na hranu. Lepší by byla výstavba v Blahutovicích nebo Tetově.
Zajímavé je, že se už nahlas mluví o prodloužení starých bloků Dukovan 1-4 k letům 2045-2047. Dokonce bez zásadních úprav. Do jaké míry je v tom snaha např. zbavit se stresu, že původní termín 2035-2037 jde stihnout jen obtížně?
Je ale potřeba dodat, že scénář +2°C neznamená oteplení o 2°C oproti hodnotám před průmyslovou revolucí, jako je např. v Pařížské dohodě, ale je to otepletní oproti současnému stavu (v době vzniku studie).
"Pro hodnocení podle nařízení vlády č. 401/2015 Sb. jsou uvažovány současné klimatické a hydrologické podmínky (scénář 0 °C) a současně i podmínky s uvažovanou klimatickou změnou (scénář +2 °C). Pro scénář s klimatickou změnou jsou uvažovány pouze výkonové alternativy 2000 MW a 2×1200 MW, protože se očekává, že v případě krátkodobého souběhu EDU1–4 s NJZ o výkonu 1200 MW ještě nebude klimatická změna aktuální. Výkonová alternativa 2000 MW při scénáři klimatické změny byla simulována kvůli odlišení vlivu změny klimatu od samotného vlivu EDU."
Možná pro začátek bych upřesnil jednu věc. Současný odběr vody stávajícími dukovanskými bloky je zhruba těch 55 milionů kubíků.Ovšem to není spotřeba. Spotřebuje se (hlavně vypaří) zhruba 30 milionů kubíků vody. Zbytek se vrací do toku jako "odpadní" voda. Tedy ta diskuze o úsporách a Vámi uváděná čísla se týkají odebrané vody (tedy ne spotřebované). Upřesňuji jen proto, kdyby se začala diskuze a srovnávání s přítokem.
V dalších úvahách sice můžete přijít k vývodům, které uvádíte, ale, jak píše pan Novák, je třeba zůstávat spíše při zemi a nechávat rezervy pro nepředvídaný vývoj, takže to doplnění 1,2 GWe je s rezervou pokryto pro dostatečně dlouhou předpovídatelnou dobu. A strkat tam větší výkon není i z jiných důvodů příliš rozumné a realistické.
Mi v Česku raději postavíme nové drahé zbytečné atomky, abychom je následně vyřadili s objektivních důvodů z provozu a měli téma pro politiky, kdo za to může. Bohužel jsme v tom nepoučitelný, je to do nebe volající. Černý Miloslav
Kolik už jsme těch postavených atomek takhle z objektivních vyřadili?
Zatím jsme vyřadili jen jeden reaktor, A1 v Jaslovských Bohunicích. Obrovská národohospodářská ztráta pro bolševika, dokonale ututlaná.
Ale Japonci již vyřadili po Fukušimě přes polovinu svých reaktorů, stále jich nepracuje více než 10 z celkem 54, a zda jich bude pracovat více než 15. o tom lze oprávněně pochybovat.
Němci již vyřadili bez náhrady přes polovinu svých reaktorů, Švýcaři jednu pětinu, v USA raději 2 reaktory ani nedostavěli, atd atd.
"Mi v Česku", vzdor té pravopisné chybě, není na Slovensku ani v Japonsku, ani v Německu ani ve Švýcarsku, pane Vaněčku.
Za Jaslovské Bohunice (A1) není odpovědné Slovensko ale Československo a nyní oba nástupnické státy, ČR i Slovensko.
A že se ve vyspělých státech OECD 20 jaderné elektrárny více vyřazují než staví nové (v tomto desetiletí, 2011-20) snad nemůžete zpochybnit, i když zpochybňujete všechno.
Řeč není o tom, kdo je za co zodpovědný, a jelikož jste zase přišel jen prudit, tak je další diskuse s Vámi naprostá ztráta času.
To dělají jen pošahaní ekoteroristi v Rakousku.
Není pravda, odpověd viz výše...
Na Paks II v Maďarsku se mělo začít stavět už 2018 a první reaktor měl být připojen 2025. Zpoždění už dva roky minimálně. V Bělorusku měl být Ostrovets - 1 připojen na síť už 2019, takže také nabírá zpoždění. Alespoň že už jsou ve fázi horkých testů a rok 2020 už tak vypadá "slibně". Na příkladu Maďarska je vidět, že v Evropě 7 roků od výběru dodavatele do prvního lití betonu není - "žádná doba". I u nás je to tak v plánu, 2022 výběr dodavatele, 2029 první lití betonu. Nejvíce jsem zvědav na Poláky, kteří jdou na jádro - "od píky".
Ostrovec spadl do mlýna finanční roztržky. Bělorusové požádali o přejednání podmínek ruské půjčky (úroky, lhůty), hlavní příčinu ztráty tempa bych hledal zde. Podle www vyjádření jakéhosi běloruského ouřady je také třeba lépe upravit okolnosti exportu proudu do Pobaltí a na Ukrajinu.
U poláků je jen jedna věc jistá-nebudou nic chtít od Rossatomu. Asi budou sledovat US, jejich AP1000, zda udělali lépe ve V.C.Summers, když stavbu zastavili a peníze odepsali, nebo ve Vogtle, kde pokračují ve stavbě, s velkým zpožděním a velkým zdražením.
Jinak celý příspěvek pana Wagnera je jedna nízkoemisní pohádka, podobnou, ale bezemisní a v souladu s EU napsali i z druhé strany třeba Duha.
Třetí, "prý realistickou-uhlí co nejdéle", emisní, píše uhelná loby.
Zkrátka, jak to výstižně pojmenoval pan Werich, "Kdo chce, hledá způsob, kdo nechce, hledá důvod".
Hlavní problém pohádky pana Wagnera vidím v nejvyšší ceně, nejdelší době realizace a v riziku změny podmínek v EU. Navíc, když by se stalo něco, jako kdysi v Československu naší A1, tak už by to žádný velký bratr neututlal a zcela jistě by to ukončilo jaderné období z dob RVHP.
Je na vládě aby nedala na pohádky, na oborový lobbysmus a hlavně aby zvážila všechna obrovská finanční rizika. Strategie poláků (kteří mají vynikající podmínky pro v regionu osvědčený rozvoj větrné energetiky) je jasná - získat z EU co nejvíc peněz na náhradu odstavovaných uhelných elektráren. EU spolu s Poláky rozhodne, čím uhlí nahradí. Čím asi...
Jen pro úplnost, Georgia Power před pár dny informovala NRC o úmyslu zahájit zavážení paliva do Vogtle 3 dnem 23.11.2020 https://www.nrc.gov/docs/ml2001/ML20013F991.pdf. Jistě ještě sklouznou, ale už ne o moc.
K výstavbě vyrovnávacího stupně Nagymaros je třeba připočíst ještě politický rozměr, nejenom ekologický. Otázkou také zůstává prčo při stavbě VDG nebylo řešeno alternativní řešení vyrovnávací nádrže, které by se nalézalo na Slovenské straně, na druhou stranu toto řešení by muselo být v podobě (částečně) hloubené nádrže a vedlo k menší redukci spádu špičkové elektrárny.
Přečerpávací elektrárny mají teď tak nějak stopku v celé Evropě, nicméně není důvod proč by nemohly být provedeny konverze některých existujících přehrad na PVE. Lze to zcela jistě u Orlíku a Slap (za řešení dílčích problémů ohledně VD Štěchovice), dalšího potenciálu pro špičkové elektrárny by v republice mělo být také dost. Pokud se projekty udělají dobře, tak problémy s průchodností moc nebudou.
Co se týče životnosti elektrárny, pak je třeba zdůraznit, že životnost ovlivňuje stav reaktorové nádoby, která nelze vyměnit. Rusové mají ovšem technologii renovace reaktorové nádoby, která prodlouží životnost elektrárny nejméně o dalších 25 let. Takže je tedy otázka proč mají Dukovany vlastně končit. Stačí se domluvit s Ruskem a objednat si od nich renovaci reaktoru s Dukovany mohou fungovat nejméně do roku 2070. Rušit je znamená vyhození stovek miliard korun. Jinak nesouhlasím s tím, že by Německo jako centrální vláda vyvíjelo tlak na uzavření jaderných elektráren v ČR. Zatím se chová korektně na rozdíl od Rakouska. V každém případě pokud bychom nemohly provozovat jaderné zdroje, pak bychom byly z 75% závislí na dovozech fosilních paliv nebo el. energie to si nemůžeme politicky dovolit, protože to znamená fakticky suverenity naší země.Pokud unie přijde s takovým požadavkem bude lepší z unie odejít.
Máte asi na mysli vyžíhání reaktorové nádoby. O to ovšem nemusíme žádat Rusy. V devadesátých letech provedla Škoda JS vyžíhání nádob reaktorů V1 v Jaslovských Bohunicích a také prvního bloku finské jaderné elektrárny Loviisa.
Ovšem nutnost a případně, kdy to bude potřeba, silně závisí na čistotě a kvalitě reaktorové nádoby. V Dukovanech jsou české nádoby (na rozdíl od té V1 v Jaslovských Bohunicích), a ty jsou kvalitnější. Podle svědečných vzorků, které ukazují stupeň poškození, je toto zatím u nádob v Dukovanech minimální. Je tak docela možné, že ani při provozu 60 let nebude u Dukovan vyžíhání potřeba. Na druhé straně, ani Rusové nepočítají s tím, že by bloky VVER440 provozovali déle, než 60 let.
Dobrý den
Bohužel ne jen reaktorová nádoba je problém, ještě parogenerátory jsou velmi objemné a špatně vyměnitelné.
Zkrátka předem jistě tvrdit, že 60 let určitě, je krapet předčasné. Jistě všichni udělají co půjde, ale uvidíme až za čas z provozu. Snad to vyjde, křišťálovou kouli předpokládám nemá nikdo z nás.
Co tím chci říci je to, že SPOLÉHAT na 60 let provozu a na to stavět energetické plánování zabezpečení dodávek elektřiny mi přijde jako risk který může ale i nemusí vyjít.
Což není narážka na Vás, ale na politiky. My technici a vy vědci na to upozorňujeme stále a je nám to prd platné.
Francie je jaderna velmoc,po jake dobe zaviraji bezpecne JE??? 50let??
Fessenheim nuclear plant (1978-2020). 42 let.
...ale ne z technických důvodů, o kterých je řeč.
Na těch plánech a optimistických scénářích (já říkám pohádkách) pana Wagnera je špatné to, jakým směrem posouvají ČR. Je to směr od montoven a výroby součástek a současných velkoskladů ke stavbě elektráren, které budou v době uvedení do provozu (okolo 2040) již ztrátové.
Ve čtyřicátých letech bude již v našem okolí dominovat OZE, s obrovskou nadprodukcí při příznivém počasí ( VtE v Severním a Baltském moři a na pevnině, solární elektrárny všude od března do října) a doplňovat je budou pružné plynové elektrárny. NOVÉ jaderné elektrárny budou po velkou většinu roku jen ztrátové (cena okolo 30-50 EUR/MWh je pro ně nedosažitelná).
ČR potřebuje posun směrem k průmyslu 4.0, směrem k obnovitelným zdrojům energie, investičně mnohem levnějším, s rychlejší výstavbou a prakticky nulovými provozními náklady.
Jiné cesty nás povedou do stále větší zaostalosti.
Pane Vaněček:
Pokud si představíte hypotetickou jadernou divizi ČEZ s 50% výkonem ve starých (zaplacených) JR a 50% v nových lze očekávat cenu elektřiny z jádra kolem těch 50 €/MWh. Ale protože se plánuje zatím jen jeden nový rektor dostavěný kolem 2040, bude cena elektřiny z jádra nižší.
" OZE, s obrovskou nadprodukcí při příznivém počasí ( VtE v Severním a Baltském moři a na pevnině, solární elektrárny všude od března do října)"
No právě:
V ČR moc VtE nebude, takže hlavně FVE. Ostatně ty podporujete nejvíce.
Takže v létě (době nižší spotřeby) bude tak velká nadprodukce, že pro ni nebude využití, případně jen za cenu blízkou nule. Takže ty elektrárny si na sebe nevydělají ani v případě dalšího poklesu investičních nákladů. Většinu doby, kdy by mohly vyrábět budou vypnuty.
Zato v zimě budou většinu elektřiny vyrábět plynové elektrárny. Protože Jádro nechcete, FVE prakticky nic nevyrobí, VtE bude málo a stejně společně s ostatními OZE (voda a biomasa) neumí zvýšit v zimě svůj výkon tak, aby nahradily výpadek FVE a ještě vyšší zimní spotřebu elektřiny.
To ovšem znamená, že kromě závislosti na dovozu plynu také to, že nebudeme moci být CO2 neutrální. Jak jsme se zavázali.
Pokud bychom uvažovali nějakou dlouhodobou akumulaci OZE (FV) elektřiny na zimu, bude to nejméně do r. 2050 ještě několikanásobně dražší, než energie z Jádra.
Další pohádka. Snažte se pochopit zákonitosti výroby větrných a solárních elektráren. A to, že Německo skutečně ty potřebné TWh pomocí OZE vyrobí. Aby jich vyrobilo dost a plyn potřebovalo co nejméně, MUSÍ být nadvýroba po většinu roku. Němci to vědí a podle toho plánují i kapacity FVE a VtE.
Jenže pokud bude nadvýroba v průběhu většiny roku bude cena el. energie natolik nízké že se nezaplatí ani ty OZE , vy prostě předpokládáte neustálé dotace pro OZE a říkáte jak jsou levné jenže oni nejsou jsou drahé a budou ještě dražší.
Pane Vaněčku, mohl byste prosím alespoň pro ilustraci uvést, jak velkou nadvýrobu během celého roku si tak představujete a jaký instalovaný výkon OZE zdrojů FVE a VtE tomu odpovídá? A současně s tím i odhad procentuálního podílu jednotlivých typů zdrojů na výrobě v konkrétním období? Stačí třeba leden a červenec, ať toho není moc najednou.
Pane Kubů, já si to nevymýšlím, já sleduji vědecké německé a švýcarské zdroje. Tak třeba Německo plánuje 160 GW nameplate fotovoltaiky. Samozřejmě si umí namodelovat kolik a kdy (v průměru, denním , měsíčním, ročním) to dá elektřiny v závislosti na německém počasí a orientaci panelů. Ale buďte si jist, je to více než veškerá spotřeba Německa v určitých časových okamžicích i roční době.
Já ty lidi a laboratoře znám, jsou seriozní, proto odmítám obecné kecy "to nééjde".
Cenový vývoj je též zřejmý (i když černé labutě typu koronaviru ho mohou na určitou dobu ovlivnit). Víte ž největší čínská fotovoltaická firma vloni vyexpedovala 14 GW fotovoltaiky? Jen jedna firma za 1 rok!
Výborně. 160 GW nameplate je číslo, se kterým se dá pracovat. Představuje cca dvojnásobek maximálního zatížení německé soustavy. To už vypadá na to, že by nějaký přebytek vygenerovat mohlo.
Nicméně. Aktuálně mají instalovaných 50 GW, které jim za poslední týden generovaly maximálně nějakých 14 GW a to ještě jen chviličku někde kolem poledního peaku. Naprostou většinu doby, co FVE něco generují, jak jsou pod 10GW. Jednoduchým násobením se dostaneme k obvyklému výkonu někde na úrovni 35GW, což není ani polovina potřebného zatížení. To na nějakou nadvýrobu fakt nevypadá.
Ani během sluncem zalitého června loňského roku to nebyla žádná sláva, denní špička se jen málokdy vyhoupla nad 30 GW (60% nameplate) a během doby nějakého výkonu to bylo většinou pod 20GW (40% nameplate). Tedy v příznivé době nějakých 70 GW, což už by v součtu s fofrníky v severním moři mohlo vydat alespoň na akumulaci přes noc. Že by přes léto nasbírali dost na zimu? Dovolím si o tom dost pochybovat.
Už jsem to tady psal, tak tedy znovu: 1)popisoval jsem situaci, až naše nová JE v Dukovanech začne vyrábět, to jest po roce 2040. Ve čtyřicátých letech se Němci k těm 160 GW fotovoltaiky dostanou. Performance ratio nových FVE je už nad 80%.
2) nadvýroba ze slunce bude mezi jarní a podzimní rovnodenností, ne každý den, ale velmi často.
3) v zimě, jak jsme mohli pozorovat už nyní a o to více to bude za 20 let (to už tu síť sever-jih dostaví) bude hodně nadvýroby z větru též.
4) v každém kapitalizmu (americkém, čínském, evropském), nadvýroba se rovná poklesu cen
Tož tak.
Definujte performance factor, prosím.
Definujte poměr zdrojů FVE s faktorem 80% v německé soustavě v roce 2040.
Definujte instalovaný výkon offshore VtE a jejich kapacitní faktor.
Všechno si můžete vygůglovat.
A jsme u toho. Když už nevíte jak dál, pošlete člověka na Google. Jak mám vědět, ze tam najdu to samé, čím argumentujete Vy? Buďte tak hodný, nevytacejte se položte argumenty na.stůl.
Jestli máte mé znalosti a zkušenosti tak to najdete. Jestli Vaše firma či Váš zaměstnavatel potřebuje kvalitní report, tak mi zadejte parametry a nabídněte honorář, já Vám ho napíši.
Já si tím přivydělávám, stejně tak i různými posudky. Jsem už důchodce.
Promiňte, ale tohleje od Vás opravdu trapné. Ještě horší než výmluva s Google. Nechci po Vás nic víc než jednu větu definice a pár čísel.
Ale já s vámi p. Vaněčku souhlasím. Německo ty OZE TWh vyrobí a většinu roku bude mít nadvýrobu. V energii to bude tak 50/50, protože v té zimní menšině doby je cca stejná spotřeba, jako v letní delší době.
To bude ale mít logicky ten následek, že ta nadbytečná elektřina nebude moci být spotřebována (dokonce ani zadarmo). Už nyní se vyskytují doby se zápornou cenou elektřiny.
Takže jestliže nyní prodávají OZE za 60 €/MWh a 1/3 doby by musely být odstaveny, musely by zbytek prodávat za 80 €/MWh. Jinak by zkrachovali. Nebo jim to bude muset být doplaceno jinak, ale nakonec to stejně zaplatí odběratel.
Takže ani s dalším poklesem nákladů na OZE (ale je otázka, zda vůbec budou klesat, když bude muset být současně financována také alespoň krátkodobá akumulace) Nebude OZE elektřina levná.
Za 50€ možná tak s ruským úvěrem a bůh ví co v tom ještě bude, reálnější je od 70-80€ hore.
S nadprodukcí to není zase tak horké a než se u nás vůbec pokryje to co se dá z FVE a pod. pokrýt, tak je to práce na dalších 10-20 let, s tím jak by šla nahoru akumulace problém s nadprodukcí nebude.
V zimě není problém si ten větrný proud dovézt, takže využití PPE se bude také časem stláčet k minimu. Otázka tam je pak dlouhodobější akumulace, ale to je také řešitelné.
S tou (německou) OZE nadprodukcí já hovořím o roce 2040 a později=době kdy začnou fungovat naše nové Dukovany. Teď jsme ve fázi snižování produkce (z uhlí a v Německu, Švýcarsku, ... i jádra).
Napište p. Vaněček svou představu energetického mixu v % výroby elektřiny mezi lety 2040-2050. Potom můžeme uvažovat dále.
Výchozími hodnotami budiž současný mix:
Uhlí 44,3%
JE 39,3%
Plynové 6,2%
OZE 5,8%
Ostatní 4,5%
OZE prosím rozepište na VtE, FVE, VE, biomasu.
Musíme nahradit 44,3% uhlí a cca 10,7 z jádra i při postavení nového 1 200 MW reaktoru =55%. A to vše za málo pravděpodobného předpokladu, že nedojde ke zvýšení spotřeby elektřiny na elektromobily.
Spíše počítejte, že bude potřeba cca 75% dalších nízkoemisních zdrojů. Takže prosím, jak si představujete rozdělení těch 75%?
Pokud uvažujeme z nového reaktoru cenu 100 €/MWh:
V konfiguraci Temelín, staré 4 JR Dukovany + 1 nový 1 200 MW to vychází na 53 €/MWh.
V konfiguraci jen Temelín + 1 nový reaktor Dukovany 1 200 MW (už odstavené 4 reaktory Dukovany) pak na 63 €/MWh.
To je doba za cca 20 let. Zde souhlasím s p. Vaněčkem, OZE (zvláště FV) budou muset být značně předimenzované (kWp) s častou nadvýrobou. To spolu s náklady na krátkodobou akumulaci (typicky z poledne na večer, max. dny) ji značně prodraží.
Dlouhodobá akumulace eektřiny z OZE (typicky z léta na zimu) bude ekonomicky minimálně do r. 2050 několikanásobně dražší, než elektřina z jádra.
Takto to počítat nelze, pokud budete hodnotit projekt, jako projekt, jeho návratnost, tak se pro výpočet použije VŽDY jen jeho cena+náklady vůči příjmům.
Stejně tak to absolutně nedává smysl z pohledu ceny pro zákazníky, protože tu určuje za kolik nakoupí jejich obchodník s elektřinou, hypotetický ČEZ JE a ČEZ Prodej, spolu budou mít maximálně společnou mateřskou firmu a nic nebude zavazovat ČEZ Prodej k nákupu proudu od ČEZ JE. Naopak elektřina z jaderných bloků může být ve finále na ocet. Pokud se bude trh chovat tak že bude výhodné na základě týdenní předpovědi nakupovat elektřinu z OZE za 60€, případně špičkovou a na poslední chvíli z plynu za řekněme 75-80€, tak nikdo nebude kupovat dlouhodobou z JE za 100€. Elektřina z nové JE se dostane až poslední a řadu. Samozřejmě, když budete cenu dotovat z jiných zdrojů, lze to, ale mohl by se vás pak někdo pokusit klepnout přes prsty protože to bude na hraně s dobrým hospodářem.
O ceně akumulace bude rozhodovat její typ, cena projektu, samozřejmě a počet vykonaných cyklů za rok, od čehož se pak odvíjí kolik ročně vyrobí/prodá energie a pak na kolik GWh se její fixní náklady rozloží. Když vezmu příklad Lipno-Aschach, pokud budu dva týdny plnit, pak to nějakou dobu nechám čekat a pak to nechám dva týdny vyrábět, vyrobím asi tak 168GWh, pokud za ten měsíc každý den protočím 8GWh, vyrobím 224GWh. Cena bude trochu někde jinde.
Však na burze nebudou nabízet jadernou elektřinu za 100 €/MWh, ale ČEZ JE ji bude nabízet za konkurenceschopnou cenu 53, respektive 63 €/MWh. Navíc i v době špiček (většinu zimy, odpolední špičky v létě kolem 17. hodiny, kdy výroba FV už bude výrazně klesat.
Lipno-Aschach nebude určitě. Transfer významného množství vody a ještě mezinárodně mezi Vltavou a Dunajem je enviromentálně neprůchodný.
Ale i další megalomanské stavby přečerpávaček třeba mezi přehradami na Vltavě budou neprůchodné. Budou vysoké náklady a podobného nebezpečí nedodržení termínů a růstu nákladů, jako u stavby JE. Také prostě nemůžete počítat s vysokým kolísáním hladin stávajících přehrad. Nejsou a to stavěné a nepovolí to ekologové. Také nemůžete v korytě řeky třeba denně podstatně měnit průtoky průtoky. Třeba úplně zastavit průtok a nechat koryto "vyschnout". Máte dán max. a min průtok.
FV je sice čistý zdroj el. energie, ale má své limity. Jedním z nich je příroda a tím možnosti využití. V našich podmínkách to je cca průměrně za dobrého počasí 8 hod. Když budu chtít zajistit z FV energii pro zbytek dne musím v době vyrobitelnosti uložit příslušnou energii to je na 16 hodin zvýšená o účinnost ukládání, účinnost odběru a účinnost střídání. Když na konci dostanu energii s účinností 0,6 tak je to úspěch. Tomu musí odpovídat úložiště. Voda to prostě nebude protože není a co jiného je reálné?
Naši partneři
Komentáře v diskuzi mohou pouze přihlášení uživatelé. Pokud ještě účet nemáte, je možné si jej vytvořit na stránce registrace. Pokud již účet máte, přihlaste se do něj níže.
V uživatelské sekci pak můžete najít poslední vaše komentáře.
Přihlásit se