Německo: Provozovatelé uhelných elektráren v rezervě vidí problémy spojené s jejich návratem na trh
Německo v červenci uvedlo v platnost zákon, který má umožnit návrat uhelných elektráren z rezervy na trh. Tento krok má Německu přinést úspory plynu díky nižšímu využití plynových elektráren. Dle provozovatelů německých uhelných elektráren však jejich uvedení na trh stojí v cestě řada problémů, které je třeba vyřešit.
Německo 12. července uvedlo v platnost zákon o zajištění tzv. náhradních elektráren pro snížení spotřeby plynu v elektroenergetice v případě hrozícího nedostatku plynu. Na základě tohoto zákona lze vydávat nařízení, která umožňují dočasný návrat uhelných elektráren a elektráren na topné oleje na trh s elektřinou s cílem snížit využití elektráren na zemní plyn.
Německý ministr energetiky Robert Habeck uvedl, že nová legislativa o náhradních elektrárnách by mohla skrze vrácení přibližně 10 GW starších bloků na černé a hnědé uhlí a topný olej na trh tuto zimu snížit poptávku po plynu pro výrobu elektřiny až o 20 TWh.
Provozovatelé uhelných elektráren však vidí řadu problémů, které je třeba vyřešit před rozhodnutím o návratu bloků zpět na trh. Nejprve by tak bylo třeba vyřešit technické, organizační a ekonomické problémy, přičemž v současné době není stanoveno žádné datum, kdy by se taková rozhodnutí měla uskutečnit, uvedl mluvčí společnosti Uniper.
Podle společnosti Steag, která je připravena na trh opětovně uvést 2,3 GW černouhelných elektráren, je jedním z klíčových problémů financování zásob uhlí při jeho téměř rekordních cenách. Provozovatelé mají totiž podle nových požadavků povinnost skladovat na místě elektrárny uhlí na minimálně 30denní provoz.
Černouhelná elektrárna Bergkamen, které byla přiznána kompenzace za uzavření. Její povinný termín uzavření bude pravděpodobně zrušen až do roku 2024. Zdroj: Steag
Steag odhaduje potřebu uhlí pro své elektrárny na 600 000 tun. Podle agentury Platts dosáhla 26. července cena černého uhlí na evropském trhu (API2/CIF ARA) s dodávkou v příštím roce rekordních 301 USD/t. Podle mluvčího společnosti probíhají jednání s politiky a regulátorem o řešení problémů a přípravě na opětovné uvedení elektráren na trh.
EnBW zmiňuje další problémy, kvůli kterým rezervní bloky na trh nevrátí
Společnost EnBW, která provozuje čtyři rezervní bloky v Bádensku-Württembersku na jihozápadě Německa o celkovém instalovaném výkonu 1,4 GW, se již rozhodla, že bloky na trh nevrátí, ale připravuje se na jejich zvýšený provoz v rezervě v letošní zimě.
"Vzhledem ke svému stáří se naše uhelné bloky, které jsou v současné době v rezervě sítě, na trh nevrátí, protože provoz blízký základnímu zatížení není z technických důvodů možný," uvedl v prohlášení šéf výroby EnBW Georg Stamatelopoulos.
Společnost nicméně zrušila plán uzavřít letos v létě svůj 517MW blok RDK-7 v Karlsruhe a ponechat jej v provozu až do jara 2024. EnBW však začátkem tohoto měsíce upozornila, že dodávky uhlí do elektrárny jsou ovlivněny nízkou hladinou řeky Rýn.
Hladina Rýna v lokalitě Kaub, klíčovém bodě pro lodní dodávky do vnitrozemí, jsou v současné době nižší než v létě 2018, kdy do října klesly na historická minima, což vedlo k rozsáhlým logistickým problémům pro lodní dopravu na Rýně.
Část vodní trasy na řece Rýn označovaná jako Kaub. Zdroj: Interrijn Group
Dodávky uhlí, jeho skladování na místě a problémy s pracovní silou byly dalšími problémy, které bránily návratu rezervních bloků na trh, dodala společnost EnBW.
40 let stará uhelná elektrárna Mehrum o výkonu 690 MW, kterou v roce v roce 2017 koupil EPH Daniela Křetínského, se má podle zprávy místních médií vrátit na trh od srpna. Blok byl uveden do systémové rezervy v roce 2021 poté, co mu byla přiznána kompenzace za uzavření, ale provozovatel přenosové soustavy požadoval, aby zůstal v provozu jako systémově kritický prvek německé soustavy.
Německá černouhlená elektrárna Mehrum. Zdroj: ZPP Ingenieure AG
Rostoucí marže uhelných elektráren
Marže uhelných elektráren v posledních měsících prudce vzrostly, protože prudce rostoucí ceny plynu zvedly ceny elektřiny na historická maxima, přičemž i nejstarší uhelné bloky předstihly v merit order moderní plynové elektrárny.
Podle údajů společnosti S&P Global o cenách byly 25. července náklady na výrobu elektřiny z plynu pro blok s účinností 50 % stanoveny na 386,02 EUR/MWh na následující čtvrtletí ve srovnání s 193,40 EUR/MWh pro uhelné bloky s účinností 35 %.
Mohlo by vás zajímat:
Povinné četba pro ty co se bláhově domnívají, že uhelné elektrárny nevyrábějí, protože nebylo "více jejich výroby potřeba"...
Emile, ještě doplnění pro tebe, aby jsi tady nešířil nesmyslné bludy. Na eletricitymap můžeš on-line sledovat využití instalované kapacity jednotlivých zdrojů:
Třeba dnes v 7:00 v Německu bylo při výrobě EE využito u uhelných elektráren pouze 51% jejich instalované kapacity u plynových to bylo pouze 19%.
Electricitymap nutno interpretovat opatrně, pro můj vkus příliš jednoduše využívá vybraná čísla Entsoe, aniž doplněn nutný kontext. Rozsah (údržbových) odstávek zdrojů uplatňovaných na trhu přehledně zveřejňuje např. eex-transparency, v létě jich probíhá vždy spousta.
Hlavně v tom má ENTSO-E zahrnuté právě i elektrárny v síťové rezervě, které si majitel nemůže spouštět jak ho napadne. Pro představu ENTSO-E (a tím i ElectricityMap) uvádí instalovaný výkon německých uhelných elektráren 39,9 GW, ale ve skutečnosti se na trhu pohybují elektrárny s instalovaným výkonem jen 30 GW - viz odkaz níže, a pokud přičteme ještě zmiňované údržbové odstávky, dostaneme se skutečně k tomu co naznačuje i článek, že uhelné elektrárny vyrábějí co jim síly stačí, samozřejmě s výjimkou doby kdy cena elektřiny klesá pod jejich marginální náklady, ale to nastává opravdu zřídkakdy. Ostatně to naznačuje i Bláhův příspěvek níže, kterému se podařilo takový případ najít naposledy v lednu...
spglobal. com/commodityinsights/en/market-insights/latest-news/natural-gas/012621-german-gas-plant-capacity-set-to-exceed-coallignite-in-2023
Polévá mě studený pot, když si vzpomenu, jak některé organizace ještě nedávno vykřikovali, že můžeme ihned odstavit kapacitu uhelných elektráren, která odpovídá exportu elektřiny...
Emile, ty jsi opravdu hobík energetik, tak ještě jednou vidím, že ty nechápeš absolutně základní věci.
Níže pro tvé pochopení problematiky uvedu dva dny 25.1. x 29.1. 2022 snad to pochopíš i ty. Tyto dva modelové dny jsou od sebe vzdáleny jen 4 dny tzn. že se nikam ty elektrárny nevypařily ani se za tak krátkou dobu žádné nepostavily ani nezavřely = oba dva dny bylo v provozu stejné množství elektráren, Doufám, že zatím tomu rozumíš. A teď se pekelně soustřeď, statistika výroby dle zdrojů. 25.1.2022 nefoukalo a tak musely zvýšit výrobu uhelné a plynové elektrárny, 29.1. hodně foukalo a produkce EE z uhelných a plynových elektráren nebyla potřeba a tak se jejich provoz utlumil.
Výroba EE dle zdrojů:
uhelné = 605 GWh (25.1.2022) x 240 GWh (29.1.2022)
plynové = 300 GWh (25.1.2022) x 100 GWh (29.1.2022)
Celkem fosil = 905 GWh (25.1.2022) x 340 GWh (29.1.2022)
VTE = 130 GWh (25.1.2022) x 960 GWh (29.1.2022)
Závěr: na příkladu těchto dvou dnů to snad pochopíš i ty. Aktuálně provozované fosilní elektrárny v Německu jsou schopny vyrobit při maximálním výkonu přes 1000 GWh/den. A teď se podívej na statistiku výroby v jednotlivých dnech. Včera vyrobili fosilní zdroje 480 GWh, ale kdyby bylo potřeba uměly by vyrobit o 500 GWh za den víc. V červenci jeden den fosilní zdroje vyrobily 650 GWh a druhý den jen 350 GWh. Ten propad výroby si vysvětluješ jak, že v uhelkách hledali lopaty na uhlí
sranda sledovat pouzivanie statistiky niekym, kto jej nerozumie.
Ale však Vaše data jsou v plném souladu s Emilovými tvrzeními.
Dle místního Energostatu se cena EE na burze pohybovala 25.1. mezi 200-400 EUR/MWh.
Naproti tomu 29.1. byla cena mezi 32 a 123 EUR/MWh.
Z toho plyne, že uhelné elektrárny raději vyrábí za více než 200 EUR a když je cena nízká je jejich výkon omezován jejich majiteli. Zajímavé by bylo srovnání poplatků za OZE za oba uvedené dny.
PS: Uhelné elektrárny zpravidla nejedou na 100% výkonu, maximálně na 90%. Zbylých 10% je záloha pro regulace sítě.
Uvádzané údaje za koniec januára 2022 pre súčasnosť nie sú aktuálne. Mňa by zaujímalo, ako stíhali elektrárne v Nemecku v súčasnosti, keď dodávky plynu cez NS1 sú škrtené, povedzme posledný júlový týždeň, teda 30. týždeň, aby pokryli spotrebu Nemecka s vysvetlením, prečo cena elektriny na burze pre Nemecko v 30. týždni bola až 381,65 €/MWh. Cena elektriny na burze skôr svedčí o tom, že uhľové elektrárne nestíhajú záskok, musia sa využívať aj plynové, respektíve Nemecko musí elektrinu ešte dovážať.
Kdy Německu chybí el. energie z vlastní výroby, je dobře vidět na známém grafickém zobrazení. Když nemají sluneční špičku v poledne nebo málo fouká, musí dovážet, zvl. v nočních hodinách:
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