Domů
Jaderné elektrárny
Konec roku znamená konec i pro trio evropských jaderných reaktorů

Konec roku znamená konec i pro trio evropských jaderných reaktorů

Na konci tohoto roku dojde k odstavení tří evropských jaderných bloků. Po 47 letech provozu byla odstavena první švýcarská jaderná elektrárna Mühlenberg. K tomuto veteránovi se přidá ještě druhý blok ve švédské jaderné elektrárně Ringhals a druhý blok německé jaderné elektrárny Philippsburg.

20. prosince byla od přenosové soustavy odpojena první švýcarská jaderná elektrárna. Energetická společnost BKW Energie na konci roku 2013 oznámila, že jaderná elektrárna Mühlenberg se svým jediným blokem bude uzavřena již na konci roku 2019. Plánovaný termín byl původně určen na konec 2022. Ke změně termínu došlo z důvodu nejistoty ohledně trendu vývoje politických a regulačních opatření.

Jaderná elektrárna Mühlenberg s varným reaktorem (BWR) o elektrickém výkonu 372 MWe byla spuštěna v roce 1972. Za 47 let provozu vyrobila celkem 130 TWh elektrické energie a pokrývala celkem 5 % poptávky po elektrické energii v zemi. Mühlenberg se stal první trvale odstavenou jadernou elektrárnou ve Švýcarsku.

BKW Energie uvedla, že práce na demontáži v Mühlenbergu začnou 6. ledna. Očekává se, že demontáž jaderné elektrárny bude trvat asi 15 let. Podle studie z roku 2016 se počítá s celkovými náklady ve výši 3 miliard švýcarských franků (70 miliard korun).

Odstavení po 44 letech ve Švédsku

Švédský Vattenfall oznámil, že 2. blok jaderné elektrárny Ringhals bude definitivně odstaven 30. prosince v 9 hodin ráno. Blok bude odstaven po 44 letech provozu. Za tu dobu vyrobil celkem 215 TWh elektrické energie.

Ddefinitivní odstavení tlakovodního reaktoru (PWR) o elektrickém výkonu 807 MWe začalo v září, kdy reaktor přešel do fáze „coast down“. To znamená, že výkon reaktoru klesá se snižováním energie v jaderném palivu. V listopadu klesl výkon pod 50 % a jedna ze dvou turbín byla odstavena. Dne 30. prosince bude odstavena druhá turbína.

Vattenfall datum vyřazení reaktoru z provozu oznámil v říjnu 2015 . 1. blok s varným reaktorem (BWR) o elektrickém výkonu 878 MWe bude vyřazen v roce 2020, také po 44 letech provozu. Rozhodnutí o ukončení provozu 1. a 2. bloku o pět let dříve oproti původnímu plánu bylo přijato z ekonomických důvodu.

Očekává se, že 3. a 4. blok s tlakovodními reaktory (PWR) zůstanou v provozu do roku 2041 a 2043. 3. blok o elektrickém výkonu 1070 MWe byl uveden do provozu v roce 1981 a 4. blok o elektrickém výkonu 1120 MWe byl uveden do provozu v roce 1983.

Odstavení dle zákona

Německá EnBW uvedla, že plánuje trvalé odstavení 2. bloku v jaderné elektrárně Philippsburg nejpozději do konce roku, jak stanovuje německý Zákon o atomové energii.

Společnost EnBW obdržela povolení od ministerstva životního prostředí Bádenska-Württemberska k vyřazení z provozu a demontáži tlakovodního reaktoru (PWR). 2. blok jaderné elektrárny Philippsburg má elektrický výkon 1392 MWe a byl uvedena do provozu v roce 1985.

Demontáž bloku začne demontáží primárního okruhu v druhé polovině roku 2020. EnBW očekává, že demontáž celého bloku bude trvat asi 10 až 15 let.

Zdroj úvodní fotografie: EnBW

Potřebujete být v obraze ohledně jaderné energetiky?

Každý den pečlivě vybíráme nejdůležitější informace z oblasti jaderné energetiky a odesíláme je odběratelům do jejich e-mailové schránky. Přihlaste se k odběru Monitoringu oEnergetice.cz také a nic vám neunikne.
Naposledy jsme informovali o:
ONLINE: Další ostřelování jaderné elektrárny v Záporoží. Šéf OSN volal ruskému ministru obrany
15. srpen 2022, 21:35
Evropské plány na život bez ruského plynu. Spoléhání na LNG, jádro i úspory, část zemí opět pálí uhlí
15. srpen 2022, 04:00
Vyzkoušejte Monitoring oEnergetice.cz na 14 dní zdarma!

Mohlo by vás zajímat:

Komentáře(40)
energetik II
24. prosinec 2019, 17:30

To znamená, že za rok 2019 bude ve světě trvale odpojeno 8 starých reaktorů a nově se začaly stavět jen 3. Trvale vyřazené tak mají zatím nepříjemnou přesilu. Jak dál s jádrem ? To je otázka, na kterou opravdu není lehká odpověď. Neznámých je příliš mnoho.

Jan Veselý
25. prosinec 2019, 08:56

Je to jednodušší než myslíte. Neexistuje žádný čistě ekonomický důvod stavět jaderné elektrárny. Zbývá jen ptákometrie, krytí vývoje jaderných zbraní a zastydnutí v roce 1980. To na nějakou významnější výstavbu nestačí.

Mezitím OZE letos přidají nějakých 200+ GW nového výkonu.

Martin Bergman
25. prosinec 2019, 11:26

Tak tohle je dobra kravina. Takovych blbcu vice prosim. Doporucuji kandidaturu za stranu zelenych.

Produkce jadernych zbrani je nejaky negativni bod nebo? Je to prijemny bonus z vyhoreleho paliva. Nerozumim tomu strachu a silenstvi z jadra celkove, at uz se jedna o stavbu JE nebo produkci zbrani.

Jan Veselý
25. prosinec 2019, 22:10

"Produkce jadernych zbrani je nejaky negativni bod nebo?"

To jako vážně? Aha, takže ty neskutečné opičky okolo íránského jaderného programu byly proč?

Strach, nestrach, nakonec jde jenom o prachy. Když jaderný průmysl produkuje jednu finanční ostudu vedle druhé, naději nemá.

Ivan Novák
25. prosinec 2019, 11:54

V roce 1980 dával západní civilizační okruh nejlepší smysl, jen jsme bohužel byli na té špatné straně. Teď míříme plnou parou ke zchudnutí těl i duchů.

Jan Veselý
25. prosinec 2019, 12:16

Co je špatného na vykašlání se na hloupé investice?

Pavel
26. prosinec 2019, 11:38

Jistě, vykašlat se na oze tunel špatné není.

Carlos
26. prosinec 2019, 12:39

Pavel - Troll, nekrmit.

Lubomír Vrána
25. prosinec 2019, 12:36

Zdaleka to není jednoduché, jak tvrdíte. Zejména neexistuje čistě ekonomický důvod stavět OZE, protože tyto zdroje jsou přeci masivně dotovány. Důvodem je politicko-náboženská doktrina, možná že chybná, že tímto způsobem snížíme vliv klimatické změny.

Dotace = krádež z kapes daňových poplatníků = darebáctví oligarchů. A jaderné zbraně, jako jiné co nejúčinnější zbraně, potřebujeme jako sůl. Protože je mají a proti nám mohou použít naši potenciální protivníci.

BV
26. prosinec 2019, 19:15

No on hlavně neexistuje ani žádný čistě ekonomický důvod stavět OZE elektrárny.

Důvod je čistě enviromentální, hlavně omezení produkce CO2.

Nevím sice, co je ptákometrie, ale minimálně u nás JE neslouží ke krytí jaderných zbraní. Ale i jinde nejsou reaktory, nebo JE nutné k výrobě jaderných zbraní. Na to stačí i obohacování U na centrifugách. Pravda, thorium z vyhořelého paliva se dá také použít, ale není to nutnost.

Vysvětlete mi prosím ekonomickou výhodnost OZE (FVE+VTE), když v letošní aukci v Německu za tyto OZE energie dostanou zaplaceno 61 €/MWh a na burze má elektřina cenu 45 €/MWh.

Takže OZE elektřina je prodělečná a to nemluvím o tom, že je navíc skrytě dotovaná tím, že se za ni platí i v případě, že se neodebere. Dále by se také měly k těmto OZE připočíst náklady na kapacitní platby pro záložní zdroje připravené vyrábět za ně. V případě solárů musí záložní plynové zdroje vyrábět téměř celou zimu.

Čímž se dostáváme k tomu, že oproti JE je tato kombinace OZE+ZP mnohem horší z enviromentálního hlediska a CO2 neutrality takto nedosáhneme. Nehledě na závislosti na ZP.

Druhou možností zvláště u FV by pak byla dlouhodobá akumulace pomocí P2G technologie. Tedy elektrolýza vody, konverze H2 na CH4, skladování CH4 z léta na zimu a konečně opětovná výroba elektřiny z CH4.

Tu je ovšem problém ekonomický.

Nyní by totiž takto skladovaná elektřina stála cca 1 400 €/MWh.

A v roce 2050 je odhad (i při nulové ceně FV elektřiny, radikálnímu zlevnění technologie a nereálně vysokému ročnímu využití technologie P2G) cca 240 €/MWh.

To je pořád mnohem více, než odhadovaná cena elektřiny z nových reaktorů u nás cca 100 €/MWh.

Carlos
26. prosinec 2019, 21:51

Termín ptákometrie jsem tu zavedl já pro snahu některých zemí, které nemají pořádné školství ani infrastrukturu a jsou zhusta vedeny (polo)totalitními diktátory, stavět JE. Kdyby teď vyšla "právě se stalo" zpráva o tom že Afghánistán chce stavět JE, pak by to byla ptákometrie. Ta země totiž není ve stavu kdy by JE zvládla a ani že ji potřebuje. Jenom regulace přítoku Indu by umožnila získat několik tisíc MVE a usplavnit tok až do Kábulu, jinde postavíte levně středně velkou derivační hydroelektrárnu, s relativně malým dopadem na přírodu a s jejich spotřebou dodáte proud minimálně pro několik desítek tisíc lidí. Odhaduji že investice v řádu 70-100 milionů korun je tam schopná zajistit proud pro 4-6 tisíc lidí bez nutnosti velké zranitelné sítě. Navíc je to relativně bezriziková investice.

Chcete ekonomickou výhodnost nasazení v které části energetiky? V Severním moři, nebo u odběratele? Co se týče aukcí, aukce je aukce, ne reálná cena z toho zdroje, ale cena ze zdroje + rizika + třeba výhled na inflaci. A nebo třeba fakt že se objevuje nutnost elektrárny odstavovat a nejspíš se novým již neplatí za nevýrobu, takže se vezme nějaký koeficient, cena se pronásobí a s tou se jde do aukce. Komu to ale připsat na vrub? Tomu kdo není stavu postavit vedení? Nebo tomu kdo vymyslel 10h na jihu Německa? Tomu kdo dovolil Německo nadále považovat za jednu zónu čímž způsobil nepřesun energeticky náročného průmyslu na sever? (Představte si že by mezi Moravou a Čechami bylo vedení s kapacitou jen 500MW, v Čechách 10GW výkonu, na Moravě 1 GW a průmysl zůstal na Ostravsku. Mít v takové situaci stejnou cenu silovky v Čechách i na Moravě je nesmysl)

Počítat k jakémukoliv zdroji cenu pro jiný zdroj je volovina na N-tou, nedává to logicky smysl, to jedna, jednak kapacitní platba jde za provozovatelem sítě, který si tu nějak neuhlídal nerovnoměrný rozvoj OZE a elektrických vedení. PPE by se v zaplatily i s ročním koeficientem někde kolem 0.25, jenže u Německa je problém nemožnosti převádět potřebný výkon. Opět příklad nahoře. Jestliže "vlastní blbostí" musím platit někomu za to aby mi na jihu neklekla síť, zatímco na severu mám přebytek, něco jsem nepodchytil, ale nemůžu tuto chybu přenášet na někoho jiného. Což by připočtení platbám elektrárnám na jihu k OZE bylo.

Včera (a předevčírem) jste tu šermoval pro JE váženým průměrem, jak budou výhodné atd. To dnes neplatí? Udělejme výpočet 3 měsíce 2MWh po 200€, 9 měsíců 1MWh po 40€, jsme na váženém průměru 104€. Mimochodem ceny 40-50€/MWh byly na konci doby FiT, tedy asi 3-5 let zpátky, on čas letí, relativně blízko. V zemích s osvitem cca dvojnásobným se dostanete s FVE na cenu kolem 20€/MWh, vysoká cena v Německu je dost pravděpodobně způsobena dalšími faktory, které se buď odstraní "samy". Představte si třeba že se v Podkrušnohoří, u nás plánují velké PVE, mám na ně soukromý odhad a vlezou se tam asi 3 po 2 GW, každá tak na 10 hodin provozu. V momentě kdy se dvojité vedení 400kV předělá na 2x 750kV a každou fází potáhnete 1kA, tedy tak sem dopravíte asi 4.5GW GW výkonu a to už se v Německé situaci projeví. To mimochodem znamená že by nemuseli odstavit těch 4.5GW a to znamená že nebudou muset započítat "doplatek na nevýrobu". Takže se pak vlezete do těch 50€ atd.

Přičemž pro P2G tady uvažujeme s nějakým modelem, který ale nemusí být pravda, protože se vážně uvažuje o zavedení přimíchávání vodíku do ZP a možná o celkovém přechodu na vodík, minimálně energetiky, což posunuje cenu dolů, protože odpadne ten zbytek procesu a vzroste účinnost. Zavedení, jak já říkám účetního, spalování vodíku bude mít účinnost akumulace energie někde kolem 45-50 %, kolik bude stát elektrolyzér a jak moc se projeví jeho cena, jsem včera říkal že nelze dobře odhadnout. Viděl jste třeba ale křivky produkce FVE a VtE ponormované na 0-1? Tam je vidět že sezónně jsou inverzní, povětšinu doby, takže kolik bude třeba odebrat i třeba za 300€? 1/3 spotřeby? To už bude zase ten vážený průměr někde jinde. Ne?

BV
27. prosinec 2019, 16:43

Já přece k OZE nepřipočítávám výrobní cenu žádné jiné energie.

Připočítávám k nim náklady na vyrovnávání jejich výkonu.

Za stav k porovnání nákladů beru takový, že je stálý výkon, aby se to jednodušeji počítalo. Ve skutečnosti potřebujete v zimě výrobu vyšší, v létě nižší.

Tomu odpovídá výroba v JE, případně JE + PVE stavěné současně s JE. Přičemž s nástupem elektromobility a nočním nabíjením se budou zmenšovat i rozdíly den-noc.

FVE potřebují na překlenutí (hlavně) zimy dlouhodobou akumulaci s velmi vysokými náklady, které by k ceně FV měly být také připočteny.

V menší míře se to týká i VTE.

Druhá cesta s nižšími náklady, ale ta není uhlíkově neutrální jsou záložní zdroje na ZP.

Tam se pak výsledná cena elektřiny musí počítat jako vážený průměr ceny za dobu výroby z FV + výroby v plynové elektrárně + kapacitní platba za dobu, kdy je plyn odstaven a nevyrábí.

Cena silové elektřiny k nákupu je dána cenou na burze k nějakému datu.

Obdobně cena OZE elektřiny je dána jednotlivými aukcemi. V Německu, u nás to tak bude brzy také.

Různá cena elektřiny na Moravě a v Čechách, nebo v severním a jižním Německu?

Vy jste spadl z višně?

Už dnes je i cena na české burze elektřiny navázána na cenu německé burzy. Směřuje to k jednotné ceně elektřiny v celé propojené Evropě.

F
28. prosinec 2019, 22:47

Za 100Mio CZK pro 5k lidí v zemi, která má 1 Mld obyvatel. A to se vyplatí! :-(

energetik
27. prosinec 2019, 09:53

A vy kupujete elektřinu z burzy za cenu 45 €/MWh? Nebo pod 61 €/MWh se vším všudy, s daní, distribučními poplatky, atd....?

Já zrovna včera kontroloval fakturu za plyn u rodičů a měli tam 5,5Kč za kWh, to je cca 215 €/MWh.

Jaký je ekonomický důvod platit 215 €/MWh když někdo může 61 €/MWh?

BV
27. prosinec 2019, 16:14

Ano já nakupuji silovou elektřinu za cenu na burze (aktuální v době nákupu).

Tedy dnes by to bylo 45 €/MWh.

Pokud bych kupoval silovou elektřinu OZE z aukce v Německu, platil bych 61 €/MWh.

Pozn. U nás zatím aukce nejsou, tedy českou cenu nemůžu nabídnout. Není ale důvod, aby byla lepší. Spíše by byla vyšší, kvůli horším podmínkám VTE u nás.

Samozřejmě v obou případech se k ceně silové elektřiny musejí připočítat další platby (distribuce, podpora OZE, daně....).

Pokud ta silová OZE elektřina bude pocházet jen ze solárů, tak ji budete mít (a nyní budu pro názornost zjednodušovat) v létě za cca 61 €/MWh, ale v zimě akumulovanou s cenou cca 61 + 240 (za akumulaci) = 300 €/MWh v (předpoklad 2050).

energetik
27. prosinec 2019, 23:54

BV

Bohužel v ČR mnoho lidí nemůže kupovat energii na burze a musí platit daně a distribuční poplatky pokud berou energii z DS.

A k vlastní vyrobené elektřině si už ale nemusíte připočítat další platby (distribuce, podpora OZE, daně....). Tedy u nás zatím oficiálně do výkonu zdroje 10kW, ale i to absurdní omezení se dá vyřešit.

Mimochodem do konce roku 2020 by to absurdní omezení mělo být zrušeno v rámci sjednocení s legislativou EU. Takže brzy snad pro vlastní spotřebu si bude moc každý nainstalovat libovolný zdroj jaký potřebuje třeba i jaderný reaktor pokud se vám to ekonomicky vyplatí. Ale nechci předbíhat, ti naši všechoschopní a nezodpovědní jsou schopni otočit význam jakékoliv směrnice a dohody EU nakonec úplně naopak. A jistě jen tak nedovolí aby si tu nějaké organizace instalovali vlastní malé malé reaktory když oni připravili pro svou firmu ČEZ takový předražený a státem garantovaný projekt na míru.

BV
26. prosinec 2019, 20:34

Ono také není žádný čistě ekonomický důvod stavět OZE elektrárny.

Letos v Německu byla vysoutěžena v aukci elektřina z fotovoltaiky a větru za 61 €/MWh při ceně elektřiny na burze 45 €/MWh.

Navíc OZE je dále skrytě dotováno tím, že se jim platí i za neodebranou elektřinu a také by se jim měly připočítat kapacitní platby za záložní zdroje připravené vyrábět za ně.

Důvod je jiný: především produkce CO2.

A tím se dostáváme k tomu, že kombinace OZE + ZP je z hlediska enviromentálního horší, než JE.

Ale ani ekonomicky na tom jádro není oproti OZE nijak špatně. Pro stav po dostavbě Dukovan (1 GW a 100 €/MWh) + Temelín (2GW a 27,5 €/MWh) to vychází na cca 50 €/MWh.

Pokud byste chtěli porovnávat s OZE, museli byste značnou část (u FV cca 50%) letní výroby dlouhodobě akumulovat na zimu. Potom by jenom samotná akumulace v roce 2050 přišla na cca 240 €/MWh a FV elektřina by přišla na cca 150 €/MWh (průměr za rok). Tedy několikanásobně více, než z jádra.

energetik
25. prosinec 2019, 11:40

Krásný vánoční dárek pro tuto planetu a všechny její obyvatele. Nebezpečí a zamoření bude zase o trošku nižší. Jen houšť a nepolevovat.

Tom
25. prosinec 2019, 18:16

Jj, místo těchto zdrojů se pak postaví kombinace dotovaných OZE u kterých se nikdo neobtěžoval posoudit ekologický dopad za celou životnost a bez dotací jsou neekonomické a záložních fosilních zdrojů, které určitě planetě a klimatu hodně prospějí. Ať žije vítězství hlouposti, jednoduchých hesel a moderního eko náboženství, které slouží jen ziskům lobbistických skupin.

Martin Prokš
25. prosinec 2019, 21:03

Dobrý den,

Na dnešním totálně prodotovaném trhu se silovou elektřinou se ekonomicky již cca 10 let nevyplatí stavět nic co není masivně dotované. Maximálně udržovat již existující odpisově splacené elektrárny a nezatěžovat je servisně nijak vysokými odpisy. To může ještě chvíli fungovat, než začnou odpadávat zdroje. Německo to pravděpodobně zažije v letech 2021 až 2022, až budou vypínat poslední nefosilní zdroje pro základní zatížení (teda jestli na poslední chvíli neotočí jako Belgičané, zrovna nedávno problesklo tiskem že o tom začínají uvažovat). A pak fosilní. Tam se to sakra rychle ukáže, jak jsou na tom s pokrytím svých potřeb průmyslové, vyspělé, computerizované země.

Francie se do problémů nezadržitelně propadá také, není již schopna obnovovat svůj stárnoucí park elektráren. Jedno čím, prostě stárnou a budou je muset jednou odpojit a nemají včasnou náhradu. To bude dvojka Francouzsko-Německá oblast temna...

My jsme na tom o kousíček lépe, ale jen o kousíček. Ekonomicky se nám zdroje stavět také nevyplatí, uhlí stejně nemá budoucnost (protože limity; a i kdyby prolomit, tak za limity je jiná kvalita uhlí), plyn je problém protože závislost a bude problém ho zajistit dost. A čas na vybudování zdrojů již také nemáme i kdyby se to rozhodlo po politické linii a stát to (opět) zadotoval - ještě víc domršil trh. Již jsme 5 let pozadu s čímkoli. Kocourkovské pytle na světlo a laminátové plachetnice nás ve střední Evropě opravdu nezachrání, lesy a pole bychom spálili na popel během několika málo let. Ani nás problémy neminou, ale máme ještě možnost ty problémy minimalizovat.

energetik
26. prosinec 2019, 07:07

To je nesmysl. Na projektech nedotovaných zdrojů neustále pracuji a staví se. Největší problém je s legislativou, distributory a ERÚ které nechce nic řešit a zbavuje se veškeré zodpověděti za některé vybrané subjekty kterým rozdalo licence.

Například schválení dokumentace kogenerační jednotky bude u E.ONu za tři měsíce trvat už rok. Jejich odezva je i více jak tři měsíce, bohužel v PPDS příloze č.4 jsou sice předepsány konzultace s PDS a nutnost schválení dokumentace, ale nejsou tam žádné termíny pro PDS. A toho PDS bohatě zneužívají. Často třeba požadují věci které v dokumentaci jsou, nebo věci které nejsou ve smlouvě ani v jiných přepisech a nemají na ně právo. Půl roku třeba trvalo než technik distributora pochopil že jde o soukromou kioskovou trafostanici a nemůže investora nutit do pochozí když tam chce z vnějšku ovládanou. O si prostě myslel že to mají v nějakých předpisech a smlouvě, ale na osobní schůzce která se k vůli tomu musela uspořádat na místě stavby a druhé straně republiky to nebyl schopen v žádných dokumentech najít a jen řekl že si myslel že to tam je a přitom nebylo. A k tomu že chtějí dle smlouvy účtovat sankce za dle PPDS vyžádanou jalovinu v předepsaném rozsahu účiníku k regulaci napětí se mi jeden technik vyjádřil že platí to co je v PPDS a jiný že to co je ve smlouvě.

Úžasné je když vám neschválí dokumentaci třeba kvůli tomu že prý tam chybí servisní zásuvka která tam je. Nebo chtějí použít jinou schématickou značku MTP atd..... To ustále posíláte dokumentaci zpět s upozorněním ať se podívají pořádně že to tam je a potom čekáte na odpověď minimálně dva měsíce.

Carlos
26. prosinec 2019, 09:57

To je tak na soud. V některém zákoně, nevím jestli je použitelný je pár paragrafů použitelných při nesmyslném oddalování smlouvy.

Jinak jestli máte dost důkazů a asi máte i mnoho dalších podobných případů, tak to dejte dohromady a jděte s tím za Vaším poslancem.

energetik
26. prosinec 2019, 15:46

Bohužel s justicí je to tu snad ještě horší než s energetikou. Žádný s investorů se dosud nechtěl soudit a raději nakonec investoval jinde.

Už to že když zde požádáte tvůrce energetického zákona MPO o nějaký výklad některých nejasných paragrafů, tak odpoví že za nic nedopovídá a výklad může dát pouze soud, svědčí o "kvalitě, důležitosti a užitečnosti" jejich práce. To aby jste požádal vyjádření soudu na to jestli si můžete nainstalovat k PC UPSku nebo ostrovní systém. Už s tím začínají i na Slovensku:

http://forum.mypower.cz/viewtopic.php?f=11&t=5528#p108521

To by bylo na dlouhé roky a moc ztracených peněz. A než se to vyřeší tak tu legislativu mezitím ještě několikrát změní, ERÚ vydá vyhlášku a pod..... jak se stalo například v roce 2010 když ERÚ vyhláškou zrušilo platné smlouvy s distributory na rezervace výkonů. Když chtějí tak na těch úřadech dokáží pracovat velmi rychle, ale to musí opravdu chtít.

Carlos
26. prosinec 2019, 16:36

Ale pokud se do toho nezačne rýpat, tak se nic nezmění, otázka jestli chcete aby se něco měnilo, nebo ne? Podle toho je třeba jednat, jinak se nic nezmění.

Ano, úředníci se kryjí tím že to má vykládat soud a v zásadě mají pravdu, zákon může vykládat ten kdo jej schválil nebo soud. Nikdo jiný a ten úředník, nejspíš nikdo významný, se tím jenom kryje. A já to plně chápu a rozumím jim, taky od určité doby co nemám potvrzené písemně, tak nedělám. To vyjádření soudu, které bude, byť nemáme precedentní systém, je pro každý budoucí případ možné brát jako jakýsi návod jak rozhodovat. Pokud by jiný soud ve stejném případě rozhodl jinak, tak je to na zbystření a odvolání se.

Nevím jak to bylo v roce 2010, ani nevím jak je to v tento moment s kolektivními žalobami, ale ta vyhláška, která rušila platné smlouvy měla jít před soud, který by ji asi dost rychle zrušil.

Právní systém a společnost se budují dvěma prostředky, budeme-li se bavit o demokraciích, jedno jestli republikách, nebo monarchiích, občanskou aktivitou a soudními procesy. Jedno bez druhého nepůjde. Občanská aktivita generuje požadavky a vede k jejich prosazení, Ústavní soud je pak může pro neústavnost zrušit, částečně, nebo celé, soudy pak rozhodují spory mezi osobami (teoreticky), tak vytváří rámec toho co lze a nelze. To se nějak časem zažívá (aneb proč v reklamě nemůže být vše, je z důvodu případů táhnoucích se do 19. století v Británii). Problém je u nás v chápání práva normalizační generací, jediné co s tím lze dělat je prostě dalších 10-20 let to všechno tahat přes soudy, spamovat poslance a senátory a tak dále a tak dále.

energetik
29. prosinec 2019, 23:29

Pro představu jaké si našli v E.ON Distribuci některé další důvody pro neschválení dokumentace nového zdroje.

1. V tomto dokumentu

https://www.eon-distribuce.cz/sites/default/files/2018-09/EON-podklady-pro-pripojeni-zdroju-do-630kva-v201211.pdf

na straně 3 v odstavci 1.2 je uvedeno:

"....případech venkovního umístění má AXY01 minimální rozměry 500(š) x 1000(v) x 260(h)mm ( příloha č.2.2.).

A v příloze č. 2.2.

https://www.eon-distribuce.cz/sites/default/files/2018-09/EON-priloha_2-2-axy-do-630kva-sloup-skrin-a-schema.pdf

je zase uveden rozměr 1005x505x300mm

A já měl v dokumentaci rozměr 600x1000x260mm což sice vyhovuje předepsánému minimálnímu rozměru, ale nevyhovuje to panu schvalovacímu technikovi s E.ON Distribuce a.s.

Takže měním rozměr rozvaděče na 500x1000x260mm a posílám znovu ke schválení a za 3 měníce snad přijde odpověď s nějakým novým výmyslem.

Takže ten rok asi teď překonám.

Ještě k tomu předepsanému minimálnímu rozměru, ten rozvaděč pro venkovní použití je povolený menší z důvodu aby to na sloupu lépe "vypadalo" ikdyž je toho v něm více než v tom pro vnitřní použití. No a protože ho nebudeme mí na sloupu, ale na stěně trafostanice, tak není problém s tím aby byl širší, zvláště když je definovaný jen minimální rozměr. Ale prostě ne, a blbci to nevysvětlíte.

2. dále se mu nelíbí že jsem se odkázal na jejich dokumentaci rozvaděče AXY01 a nevytvořil jsem vlastní. Že prý to co oni zveřejnili takto nejde použít. Tak to jsem vůbec nepochopil. Tak oni něco zveřejní jak chtějí aby to bylo udělané ale nejde se na ten návod odkázat a musím ho "obkreslit" a vydávat za vlastní dílo?

3. označení vodičů svorkovnice jsem popsal stejně jak mají na svém výkrese rozvaděče AXY01, protože na to navazuji a to se mu také nelíbí a chce abych použil nějaké H-kódy, ale o tom jsem ve spojení s elektrotechnikou nikde nic nenašel.

4. v dokumentaci jsem měl pro dálkovou regulaci zdroje s dispečinkem HDO + RTU tak jak to požaduje i ČEZ. A protože to tak má E.ON v tomto dokumentu:

https://www.eon-distribuce.cz/sites/default/files/2018-08/EON-zapojeni-mericich-souprav.pdf

na straně 32 obrázek 12 mají. Ale vrátil mi to zpět že HDO pro regulaci tam být nesmí. To by jeden z prvních důvodů.

Mám tady vzor od jiné firmy které prošla dokumentace stejného zdroje aniž by svorky a kabely nějak označili. A rozměr rozvaděče tam vůbec neměli a měli tam HDO + RTU.

Tak už mi dochází fantazie jak to řešit a jak se s takovým člověkem vůbec bavit.

Kupodivu se mi teď vrátila dokumentace dalšího zdroje i od ČEZ Distribuce s důvodem že prý tam není uvedená funkce P(u) a její parametry. Ta tam ovšem je, takže jsem jim napsal ať se podívají znovu a pořádně. Takže tam si také minimálně měsíc (ČEZ je rychlejší než E.ON) ještě počkám.

Přijde mi to, že se distributoři domluvili a je organizované někým ze shora možná z MPO. Podobně jako byl v roce 2010 stopstav na všechny nové zdroje. No uvidíme jak další zdroje, zatím žádný s investorů nechce abych to zase řešil s ERÚ nebo soudy. A já to musí respektovat.

Pavel
26. prosinec 2019, 11:45

A co ti zabránilo vyjmenovat konkrétní příklady těch nedotovaných oze zdrojů, které se připravují a staví? Jeden motor na zemní plyn, na který nejsi sto dodat dokumentaci, charakteristiku oze zdroje bez dotací opravdu ale opravdu nesplňuje.

energetik
26. prosinec 2019, 12:02

Ale Martin Prokš nepsal o OZE zdrojích. Napsal že se nevyplatí stavět nic nedotovaného a to není pravda. A já řeším stavby různých zdrojů nejen OZE.

Carlos
26. prosinec 2019, 12:38

Troll, nekrmit.

energetik
27. prosinec 2019, 09:40

Pavel a co by jsi chtěl vědět? Adresy provozovatelů v ČR nelegálních OZE, výkony a kontakty?

1. nemám svolení to sdělovat, GDPR atd...

2. do roku tuším 2014 byla dotace na OZE povinná, každý musel mít licenci a být zaregistrovaný u OTE, sdělit číslo účtu a vykazovat vyrobenou energii a tedy podnikat vést účetnictví, platit daně a různé absurdní poplatky, sociální a zdravotní. I když všichni platili sociální, tak na případnou podporu neměl nikdo nárok, protože měl licenci.

Takže nedotovaný OZE v tomto období byl v ČR nelegální, protože nesměl být registrovaný ani u distributora a bez licence licence.

3. v období od 2014 do 2016 byla pro nové OZE zrušená dotace ovšem povinnost registrace, licence a placení daní, absurdností a poplatku za spotřebu vlastní elektřiny byla zachována.

Co se v tomto období postavilo v OZE bylo většinou opět nelegální, bez registrace u distributora a licence.

4. na začátku roku 2016 byla zrušena povinnost licence ale jen do 10kW. Až v tomto období vzniklo několik legálních nedotovaných OZE které nečerpali ani z fondu zelená úsporám. Část těch co měli nad 10kW bez licence je ovšem stále nelegálních.

Ty jsi jako pravdu myslíš že ti tu za těchto podmínek dá někdo seznam v ČR nelegálních OZE aby ty provozovatele někdo otravoval ze SEI, ERÚ nebo jim distributor vyhrožoval odpojením a to i v případě že se jedná o ostrovní systém?

Martin Prokš
26. prosinec 2019, 13:16

Dobrý den,

Omlouvám se, ale člověku s nickem energetik již nevěřím slovo. Před časem zde prezentoval odkaz na nějaký svůj projekt. Z jím samým zveřejněných dokumentů vyplývalo, že se jedná o mizerně připravený projekt na hraně podvodu na investora i distributora. A to nejsem elektro inženýr, ale strojní, ale i tak byl jasný rozdíl mezi tím co prezentoval a co bylo v projektu. Což mu zde lidé v diskusi zkoušeli slušně naznačit a já to teď píšu na hulváta.

Od té doby jeho nářkům na zlé ERU a ČEZ a EON tak nějak nevěřím.

Matyáš A
26. prosinec 2019, 12:03

AquNečetl jsem náhodou že odstavení JE škodí přírodě?

Carlos
27. prosinec 2019, 19:26

Pane BV,

pokud chcete "vyrovnat" výkon nějakého zdroje tak aby se tvářil jako nějaký jiný, zde třeba JE, a potřebujete k tomu nějaký další zdroj, a chcete tyto náklady "na vyrovnání" připočíst k tomu prvnímu, tak se dostanete do situace kdy ten druhý zdroj nebude mít náklady. Nehledě na to že je třeba se podívat čím nutnost té kapacitní platby vzniká. Nejčastěji se skloňuje v souvislosti s plynovými elektrárnami na jihu Německa. Jednak to může být spekulace elektrárenských společností (zkusil by to kdokoliv), jednak může být opravdu problém v tom že by ty elektrárny bylo lepší zavřít, protože se příliš nevyplatí.

Ale proč se nevyplatí? Protože fyzicky nejste schopen přenést ze severu na jih výkon a ten udat. A pokud máte pro ty dvě oblasti společnou burzu, tak elektrárny ze severu budou na pár hodin dopředu, nebo jen na minuty dopředu, podávat nabídky na extrémně levnou elektřinu, aby ji udaly (tam je nějaká minimální cena kdy to generuje zisk) a zároveň nebude elektřina na jihu, ale tam se zase nevyplatí provozovat elektrárnu. Takže musíte mít mechanismus jak tu cenu na jihu zvednout, aby se to vyplatilo. Jinak se to položí.

Pokud PPE překoná ročním koeficientem využití nějakou hodnotu, tak počítat kapacitní platbu nebude nutné, pokud ji tedy elektrárně neprozřetelně nepřiznáte.

Tady jste asi nepochopil ten příklad, pokud máte dvě oblasti se zcela jinými parametry a ty nejsou dostatečně propojeny, nemůžete v nich mít shodné ceny, jinak vzniknou problémy, pokud přebytková oblast přetlačí cenově náklady na výrobu v té deficitní. V té by měla cena s tím jak se bude blížit využití 100% jít k nekonečnu a omezovat poptávku. Jenže levná v sousední oblasti, kterou ale nemůžete dovézt, stimuluje spotřebu k růstu, či stláčí cenu k 0. A vznikají problémy.

Původně tu byla Německo-Rakouská obchodní zóna, ta dělal problémy okolním zemím, zejména ČR, přes kterou tekl výkon, ta se zrušila, Rakousko a Německo budou, či už jsou, dva nezávislé trhy, teď se uvažuje o rozdělení Německa, právě z důvodu problému přenosu a cenotvorby, na dvě oblasti.

cleanenergywire. org/news/grid-operators-consider-splitting-germanys-single-power-market-zone

Ty zóny musí prostě respektovat možnosti přenosů mezi regiony. Ano, ceny budou mezi ČR a Německem provázané, protože jsme s Německem spojení 1.5-3GW kapacity. Tedy bez problému přiteče/odteče 1/4-1/2 potřebného výkonu u nás. To se prostě na cenotvorbě promítne. Ale pozor, pokud se Německá zóna rozdělí na dvě a Bavorsko bude v jiné než Sasko, bude přes ČR možné provádět tzv. arbitráž. Tedy na jedné burze koupíte levno a na druhé prodáte draze. Až bude v Německu podobná situace jako je mezi Čechami a Moravou, kde se dá posílat něco mezi 2.9 a 5.8GW, cože je tak 50-100% potřebného výkonu, přičemž se toto ještě v budoucnu posílí, pak bude zase v Německu fungovat jedna zóna.

---

Nemůžete používat "flat" model, v létě zcela jistě nebudete krýt spotřebu ze syngasu, ten bude v zálohách až úplně na konci.

Dále když stavíte systém na OZE, tak nebudete mít jenom jeden typ, je pravda že různé země budou mít různé podmínky a různé složení mixu, to mají i dnes, a když si vezmete třeba datovou řadu pro VtE a FVE, tak jdou proti sobě, v zimě nebudete překlenovat 3 měsíce syngasem, ale dohromady třeba 3 týdny, protože tam do toho vletí X denní období produkce VtE, pak dva dny přetržka, pak třeba týden vyšší produkce. A není důvod vyrábět proud zde draho, pokud bude v ten moment možné a výhodné jej dovézt.

Víte co udělá obchodník, který bude shánět výkon na nejbližší hodiny (ne všechno se upisuje na rok dopředu), a zjistí že v Německu je rostoucí trend produkce VtE a cena jde dolů? Logne se do systému burzy v Německu a bude kupovat tam, bez ohledu na to jestli tady je dost výkonu, například PPE. Kolik toho bude do budoucna upsaného na rok dopředu a kolik se toho bude dělat krátkodobými obchody je otázka. Ale je klidně možné že se nakonec bude většina elektřiny kupovat na krátkodobém trhu.

Další věc co bude ovlivňovat ceny proudu v překlenutém období je dostupnost dlouhodobé akumulace. Pokud PVE Lipno-Aschach by mohlo běžet 1-2 týdny při 1-2GW, což je jenom jedna PVE, pokud budete z NORDELu schopný dotáhnout třeba 50GW po dobu 14 dní, a různě po Evropě budete mít dalších 50-100GW, různě dlouhé akumulace, tak i v té zimě, se s těmi výkyvy síť zvládne nějak vypořádat.

Nehledě na to že pokud budeme mít nějakou roční produkci "rafinované" biomasy (mohou být torifikované peletky, bioplyn v plynojemech), tak pokud nebude třeba ji celý rok použít, tak nám zůstane na ony tři měsíce, kdy bude třeba. Pokud některé scénáře uvádějí potenciál pro 3GW konstantního výkonu, tak při využití jen přes zimu by mohl jít nahoru na nějakých 8-12GW.

BV
27. prosinec 2019, 22:28

Pane Carlos:

Vy se jen dlouhou reakcí snažíte zatemnit ten základní problém především FV.

Já jako odběratel potřebuji dodávku energie, když ji potřebuji. ČEPS je ve shodě se zákazníky, aby se mu nezhroutila síť. To je pro zjednodušení ta stálá výroba. Majitelům FV se to samozřejmě nehodí a tyto problémy, které oni způsobují musí nyní řešit a platit ostatní. Podle mne by tyto náklady měly být připočteny k nákladům za FV.

Pokud by k FV byla použita akumulace, bylo by to horší jak cenově, tak uhlíkovou stopou oproti dnešní jaderné technologii.

Druhá věc pak je, že nechci, aby ta elektřina byla vyrobena z uhlí kvůli životnímu prostředí. Dokonce by neměla být vyrobena ani ze ZP, protože jsme se do r. 2015 zavázali k uhlíkové neutralitě.

Ostatně, když už fosilní ZP, tak ho raději použít na topení s účinností cca 98% k výhřevnosti, než s 30-40% účinností v plynové elektrárně, nebo 82% celkovou (teplo + elektřina) při kogeneraci. Ovšem celková účinnost kogenerace těsně nad 80% je jen za předpokladu současného smysluplného využití tepla. Což zdaleka není pravidlem. Spíše počítejte v praxi 60-70%. Něco o tom vím.

Nepleťte do toho přenosy energie. Jsou období (u nás častěji, než v Německu), kdy ani nefouká, ani nesvítí. Navíc v zimě nemají VTE o tolik vyšší výrobu, aby mohly nahradit FV zdroje, pokud tyto nebudou mít marginální zastoupení. Nebudete mít po většinu zimy takový nadbytek OZE elektřiny, abyste mohl nahradit výpadek solárů.

energetik
27. prosinec 2019, 23:31

A jak chcete rozlišit jestli někdo snížil spotřebu vlastním zdrojem nebo vypnutím spotřebiče a tedy energii již nepotřebuje?

Pro ČEPS a jadernofosilní zdroje je ideální stálá spotřeba, zákazníci kteří chtějí energii jen když ji potřebují by potom tedy logicky měli platit tyto více náklady když energii nepotřebují a je nutné kvůli nim snižovat výkon zdrojů, to zhoršuje i jejich ekonomiku provozu.

Na druhou stranu pro, například nové FVE v síti neexistuje žádné technické výkonové omezení díky tomu že umí okamžitě omezit svůj výkon na libovolnou hodnotu, buď zadanou dispečinkem nebo dle stavu sítě (napětí a frekvence). A toto výkonové omezení mohou také okamžitě zrušit pokud už pominou podmínky které je vyvolali. A distributoři si těchto funkcí velmi pochvalují hlavně P(u) a Q(u), zvláště když jsou jim poskytovány povinně a zadarmo :-).

Takže pro spotřebitele typu "Já jako odběratel potřebuji dodávku energie, když ji potřebuji" nejsou stále vyrábějící jadernofosilní zdroje vůbec vhodné a to je nutné zohlednit i v jejich tarifech a instalovat pružnější zdroje zvláště ty které nemají technické omezení v množství případně i akumulaci pro zlepšení ekonomiky špatně regulovatelných točivých zdrojů.

BV
28. prosinec 2019, 14:11

Všichni spotřebitelé jsou typu "potřebuji dodávku energie, když ji potřebuji".

Jenom někteří tuto závislost (a náklady na distribuci)umí o něco zmenšit tím, že jsou schopni a ochotni svou spotřebu přesunout z doby špičky, nebo elektřinu akumulovat z doby dostatku do doby špičky. A je jedno, jestli v chem. akumulátoru, nebo ve vodní nádrži.

Ti ať jsou zvýhodněni, s tím nemám problém. Bohužel byly snahy spíše takovému žádoucímu chování zabránit. Viz. vysoké platby za jističe. Potom se akumulace nevyplatí. Např. porovnejte elektrické topení přímotopy/akumulační. Akumulační (8 hod) se nevyplatí kvůli platbě za 3*větší jističe. Loby výrobců chem. akumulátorů zase chtějí výhodnější sazbu jen pro sebe, když stejné účinky má i jiná akumulace. nebo jen přesun spotřeby.

Nicméně, zase jen odvádíte pozornost, to vše jsou opatření krátkodobá (typicky v průběhu 1 dne). A neřeší to dlouhodobou akumulaci léto-zima potřebnou pro OZE.

O něco vyšší výroba VTE v zimě oproti létu to neřeší. To nepokryje ani vyšší spotřebu v zimě oproti létu.

Jenže příznivci solárů si představují, že prakticky celý výpadek výroby z uhlí a jádra (i po dostavbě Dukovan výroba z jádra poklesne) nahradí FV.

Pravdu mají v tom, že ostatní (biomasa, voda a vítr) jsou u nás hodně omezené. Z toho spalování biomasy navíc produkuje škodliviny.

Zkuste si představit jejich vizi, že např. 60% celkové naší výroby elektřiny bude z FVE.

Proto a také kvůli tomu, že u FVE je největší nesoulad výroba-spotřeba se na FV soustřeďuji. Při vysokém podílu FVE se projeví všechny problémy, které jsem popisoval. Buď to bude extrémně drahé (mnohem dražší, než jádro) s akumulací, nebo jen drahé, ale ne uhlíkově neutrální a se závislostí na ruském ZP.

V této situaci, kdy náklady na vyrovnání výkonu FVE neplatí tyto FVE, ale přímo, nebo nepřímo spotřebitelé a stát jsou takto FVE brutálně zvýhodňovány (skrytě dotovány) oproti jiným zdrojům. V menší míře to pak platí pro VTE.

Pak je na místě nejen nepodporovat takové elektrárny dodávající do sítě (něco trochu jiného jsou samospotřebitelé), ale dokonce usměrňovat legislativně jejich zastoupení v mixu na udržitelné úrovni.

Znovu připomínám, že FVE jsou omezovány i v jižním Německu, přesto že mají problémy s vedením.

Jiná situace by byla, kdyby všechny zdroje (včetně FVE) dodávaly na burzu elektřinu s garancí dodávky (odpovědností za odchylku) v průběhu celého roku. Je jedno zda by si to technicky zajistili sami, nebo objednali a zaplatili externě. Pak by byla volná soutěž a viděla by se skutečná cena jednotlivých zdrojů elektřiny.

Zatím je to tak, že OZE za odchylky neodpovídají (odpovídá obchodník, který kvůli tomu za OZE nabídne nižší cenu), ale ostatní zdroje za odchylku odpovídají.

A i tak je pro OZE zvláštní režim podporovaných (čti dotovaných) aukcí. Protože na normální burze by za 61 €/MWh (letošní aukce FVE+VTE Německo) samozřejmě neprodali, když kurz je 45 €/MWh.

Carlos
28. prosinec 2019, 15:12

Vytáhněte si produkci VtE a FVE, podělte to instalovaným výkonem, hoďte to do grafu a podívejte se na to. Sezónně to jde dost proti sobě, v Německu ještě více než u nás. Důvod proč se pro nás uvažuje skoro výhradně s FVE je prostý, výstavba VtE je trochu problematická a vyjde levněji větrný proud dovézt z Německa. To se pak ta dlouhodobost akumulace mění v akumulaci na pár dnů/týdnů. Řádově je ta cena pak někde jinde a technologicky se dostáváte také někam jinam.

Víte doufám že s Dukovany se plánuje i ten blok v Temelíně, to je naopak růst výkonu asi o 400MW, maximální verze je 2+2.

Drahé to bude pokud budete záměrně z mixu a ekonomiky vyřazovat možné obchodní výměny.

Legislativou v našem podání raději nic moc neřeší, protože to spíš povede ke škodě. Nestačilo to co se stalo v roce 2008/9, to jak se dělají speciální zákony pro monstrprojkety JE, jak se stát chová arogantně při infrastrukturních stavbách? Legislativně se má tak nastavit rámec a pak nechat trh ať to dořeší. Ne řešit to do posledního detailu, od toho stát fakt není. Podívejte se na to co se páchá s dopravní infrastrukturou, kde stát ani neví co chce, kde jedna ruka neví co dělá druhá, jedna je pekelně dotovaná a zdaněná, další je v zásadě jen zdaněná... To by si soukromý sektor nikdy nedovolil.

K burze jsem Vám už nedávno psal že je problém v jedné pro Německo, kde nejste reálně schopný ten proud dostat na jih. Navíc tam teprve příští rok doběhnou první FiT, které cenu na burze také snižují (to jsou ty elektrárny jak se jim platí bez ohledu na to jestli ten proud někdo chce, nebo ne). Jestliže mezi Moravou a Čechami se dá posílat 3-5GW výkonu, což je, při přepočtu na hlavu, 100% spotřeby, tak až bude možní posílat mezi severem a jihem Německa těch cca 100% spotřeby, tak se situace na burze změní. Mezi severem a jihem Německa ale pošlete tak 10-15GW, to je dost málo, jenom Bavorsko má asi 13 milionů obyvatel, při 1kW/osoba, což tak odpovídá zimní situaci u nás, by bylo třeba aby mohlo přivézt/vyvézt na sever těch 13GW. Pak se problém ceny dost upraví. Proč? Protože v momentě kdy do Bavorska budete schopný dovézt ne 6, ale 13GW, tak přebytečný výkon na severu vykoupíte a spotřebujete a nezůstane vám tam jen tak snižovat cenu.

BV
28. prosinec 2019, 18:16

Pokud budeme mít vysoké % výroby v mixu z FV (příklad 60%), tak nám cca toto množství bude v zimě chybět. Bez ohledu na VTE. Pokud bude dejme tomu 60% ve FV a 20% ve VTE tak prostě VTE v zimě svůj výkon nezvýší na čtyřnásobek ani za ideálních podmínek.

A protože budeme prakticky celou zimu v minusu, nebudeme ani co mít na výměnu. V létě budou mít nadbytky všichni. Navíc v zimě jsou (a i v budoucnu budou období), kdy i Němci mají nedostatek, takže nám těžko dodají.

Takže nespoléhat na někoho, ale je nutno mít v rámci státu zálohy, nebo akumulaci. To samozřejmě nevylučuje obchod a výměnu, ale nemůžete spoléhat jen na dodávky ze zahraničí. Navíc v době, kdy i oni budou mít problémy.

Znovu Vám píšu: do silové ceny energie nepleťte distribuci.

Silovou elektřinu nakoupíte na burze (nyní u nás 45 €/MWh) finito!

Tak byste teoreticky (zatím u nás aukce nejsou a nevím, jestli tam půjde přímo nakoupit) nakoupil na aukci silovou OZE za 61 €/MWh (cena vzata z Německé aukce). Finito!

Distribuce je pak v jiné kolonce na účtu za elektřinu. Platí se ovšem jednotně na jednotku spotřeby na celém území státu (u nás i v Německu) bez ohledu na vzdálenost, nebo energetické bilanci nějakého území. Cena za distribuci je u nás regulovaná a vyhlašuje ji každý rok ERÚ.

BV
28. prosinec 2019, 14:21

U FV je hezké, že umí okamžitě snížit svůj výkon. Ale to nám v zimě asi nepomůže.

Je potřeba, aby zdroj taky na pokyn uměl kdykoliv svůj výkon obnovit, nebo zvýšit. A většinou to ani nemusí být okamžitě.

Jan Veselý
28. prosinec 2019, 15:20

Proto mají všechny systémy výroby elektřiny zdroje s pružnou výrobou. To JE nejsou. Když spotřeba elektřiny ve Francii během mrazů vyskočí z ~60 GW na ~100 GW, JE svůj výkon taky nedokážou zvýšit.

BV
28. prosinec 2019, 18:47

Francouzi mají tu nevýhodu, že je tam velmi rozšířeno přimotopné elektrické vytápění. Proto mají tak velké zimní špičky. Ovšem my i Německo je budeme s těmi špičkami dohánět. Zvláště když se bude stále více rozšiřovat (i s podporou) elektrické topení, včetně tepelných čerpadel.

Rozdíl je v tom, že když: spotřeba elektřiny během mrazů vyskočí z ~60 GW na ~80 GW, (To jsou reálnější čísla i pro nadstandardně vysoké náhlé ochlazení)

a) V případě JE a pokud to bude jen v rámci 1-2 hod (typicky, když Francouzi přijdou ve stejnou dobu z práce a po útlumu pustí své elektrické topení naplno, ale pak je termostat po té hodině zase ztlumí), tak na to stačí PVE, které se u nás postavily spolu s JE.

b) V případě JE, pokud to bude dlouhodobé, bude potřeba zajistit ze záložních fosilních zdrojů, nebo dlouhodobé akumulace 20 GW.

c) Pokud budou FVE 50% mixu a dojde k této situaci, už před ochlazením budou 30 GW ze spotřeby zajišťovat záložní zdroje, nebo dlouhodobá akumulace po ochlazení pak 30+20=50 GW.

Snad uznáte, že je rozdíl pokrývat extrémně drahou dlouhodobou akumulací, nebo jen drahými ale ne CO2 neutrálními záložními zdroji na ZP 50, nebo 20GW.

Mimo jiné je tam rozdíl nutnosti udržovat zálohu na výkon 50, nebo 20 GW po potřebnou dobu (několik dnů?).

Předem upozorňuji, že to náhlé ochlazení určitě postihlo celou střední Evropu, takže sousedé nám nevypomůžou, budou mít sami problémy to zvládnout.

Tož asi tak.

Komentáře pouze pro přihlášené uživatele

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