Rozvoj německé přenosové soustavy začíná po letech zpoždění nabírat na obrátkách
Provozovatel severojižní části přenosové soustavy Německa, společnost TenneT, dosáhl několika důležitých milníků na své cestě k potřebnému rozvoji přenosové soustavy, který má umožnit Německu dosáhnout jeho dekarbonizačních cílů. Společnost to uvedla v tiskové zprávě.
TenneT uvedl, že významně pokročil ve výstavbě páteřního vedení SuedLink, která byla po letech zpoždění zahájena v září loňského roku. Pokrok má spočívat v zahájení výstavby dvou z celkem čtyřech konvertorů.
Původně mělo být toto vedení, které má umožnit přenos elektřiny vyrobené ve větrných parcích na severu Německa do těžiště spotřeby na jihu země, zprovozněno v roce 2022, kdy měly být odstaveny poslední německé jaderné elektrárny. Dle současného plánu má být vedení SuedLink dokončeno v roce 2028. I toto datum je však stále označováno jako ambiciózní.
Postupují i další projekty
Pokrok ve formě prvních kladných rozhodnutí o výstavbě v Bavorsku byl podle TenneTu zaznamenán také u dalšího klíčového vedení SuedOstLink, které má po svém dokončení zajišťovat přenos elektřiny z obnovitelných zdrojů umístěných na severovýchodě země na jih Německa.
Mimo rozvoje pevninské přenosové soustavy TenneT pokračuje také v rozvoji mořské infrastruktury. Společnost oznámila, že byla zahájena výroba kabelů pro dvě nová propojení s offshore větrnými parky BalWin4 a LanWin1 s celkovou přenosovou kapacitou 2 GW.
TenneT je jedním ze čtyř provozovatelů německé přenosové soustavy. Je zodpovědný za provoz velké části přenosové soustavy spojující severní, střední a jižní Německo. Společnost plánuje do roku 2045 vybudovat více než 3 500 kilometrů nových vedení.
Mohlo by vás zajímat:
Evidentně smysluplný projekt pro dlouhodobou budoucnost s inspirací i pro náš stát srovnátelný s polohou Bavorska. O tom netřeba spekulovat jako o kontraverzních jaderných mamutech. Je to oboustranná dálnice pro vykrývání nedostatků.
Zpoždění a předražení větší, než u těch jaderných mamutů, spuštění v roce 2028 s otazníkem a odhadované náklady pouhých 10mld EUR bez nákladů na financování jen na "drát" co zvládne pouze 4GW - tedy méně než 4 bloky Temelína. Kdyby ty elektrárny postavily rovnou tam kde je spotřeba, tento drát by nebyl potřeba, takže tuto cenu musíte připočítat k ceně těch "levných" větrných na severu. Připomínám, že Mochovce 3 a 4 dohromady budou stát 6,3 mld EUR za skoro 1 GW výkonu.
@Petr Zelený 2. srpen 2024, 13:27
Větší zpoždění než u jaderných mamutů říkáte?
U vámi zmíněných Mochovců 3 a 4 byla zahájena výstavba v roce 1987, tedy před 37 lety:-)
A to ještě 4. blok ani neběží:-D
Nemůžete JE postavit v centru Prahy. Musíte si vytipovat lokality a z důvodu bezpečnosti to musí být pár set kilometrů od velkých aglomerací. Pak musíte stejně vybudovat infrastrukturu, protože stávající síť pravděpodobně nebude vyhovovat. Stejný problém čeká i ČR v případě výstvby jaderných bloků v JE Dukovany a Temelín. Poud budete chtít využívat všechny bloky najednou, současná síť to asi nezvládne.
Nemusí to být "pár set kilometrů od velkých aglomerací", nevymýšlejte si laskavě. Jedna např. stojí na předměstí Toronta. Naopak se nejen u nás chystá výstavba v areálu odstavovaných uhelných elektráren, kde už infrastruktura vybudovaná je a síť plně vyhovuje.
My musíme plánovat posilování vedení také a to, ať budeme stavět JE nebo ne. Modernizace sítě je prostě v určitých intervalech nutná. Požadavky se mění a mění se i kvalita a způsob přenosu.
Posilovat sítě je nutno, pokud chceme elektrifikovat vytápění a dopravu.
Pokud to má být pomocí solárních parků bez akumulace, tak ovšem cca dvojnásobně, abychom ten cca dvojnásobek hodinového výkonu přes poledne mohli dopravit někam do akumulace (která je sama o sobě drahá), abychom je pak z té akumulace mohli (večer a ráno) zase rozvést ke spotřebitelům.
No a kromě toho dvojnásobku ještě tak asi další 3 násobek propustnosti sítě, abychom současně přes ta letní poledne mohli přenést výkon k elektro lyzérům pro uskladnění energie na zimu.
@Bob 4. srpen 2024, 12:50
Vy tu píšete o násobcích nutného posílení kapacity sítě kvůli FVE.
Předpokládám, že jste to nějak spočítal, můžete to sem prosím rozepsat?
Děkuji
Spočítat to přesně za celý rok by znamenalo udělat bilanci po hodinách zatížení sítě a výroby FVE za celý rok. Na to opravdu nemám prostředky a hlavně čas.
Nicméně udělal jsem si pro Vás čas (co bych pro Vás neuděl) a spočítal takový hypotetický příklad, jak by to vypadalo při výrobě FVE v den nejnižšího zatížení sítě tak, aby byla pokryta spotřeba dne s nejvyšším zatížením sítě.
nejvyšší zatížení sítě: 15.2. 2021 9:00 hodin bylo 12 292 MW
přičemž z grafu tamtéž mezi 8 a 20 hodinami (12 hodin) cca 12 000 MWh a mezi 20 a 8 hodin (12 hodin) cca 9 500 MW. Celkem za den cca 258 000 MWh.
Minimální zatížení sítě najdete v .pdf na stránkách ČEPS: 30.7.2023 v 6 hodin a je to 6 300 MW.
Přičemž v době solárního svitu je to průměrně 6 300 MW.
30.7. (2024) byl shodou okolností jeden s nejpříznivějších dnů pro výrobu FVE. Jasno a max. výkonu dle instalovaných kWp nedosaženo jen kvůli vyšší venkovní teplotě.
Udělal jsem vážený průměr výkonu po hodinách, rozpočtený na 24 a ten byl 23% z kWp. Podrobnostmi v tabulce Vás nebudu zatěžovat. Samozřejmě v den s horším počasím by bylo vyrobeno ještě méně (vážený výkon menší).
Účinnost akumulace do akumulátorů ve výpočtu zanedbávám, ale při dlouhodobé přes vodík by to bylo cca 33%, to znamená, že v létě by muselo být zatížení sítě ještě 3* vyšší pro přenos výkonu z FVE do akumulace.
Z toho v pravé poledne (13:00 letního času) je výkon 67%.
Takže, aby bylo dosaženo toho max. dne 258 000 kWh bylo by to 258 000/0,23/100*67=751 000
V poledne by pro akumulaci bylo potřeba posílat výkon 751 000 kW, ovšem připočtěte ještě 6 300 kW pro tento den. Celkem by síť musela v létě v poledne přenášet 61 násobek maximálního zimního zatížení, pokud by se sítí přenášel i aktuální potřebný výkon FVE do středisek akumulace v akumulátorech.
Pokud by to bylo dlouhodobě přes vodík, tak trojnásobek.
Tohle je samozřejmě hypotetický příklad 1 den na 1 den. Ve skutečnosti na jeden den max. spotřeby (zatížení sítě) připadne několik dní solárního nabíjení za dobrých solárních podmínek. Ale i kdyby ten poměr byl 10 dní nabíjení na jeden den spotřeby (a pochybuji, že by to vycházelo tak dobře), musel byste v létě pro přesuny elektřiny dimenzovat síť na šestinásobek, případně 18 násobek (vodík) oproti dnešní dimenzované na to zimní maximum.
@Bob 4. srpen 2024, 16:10
Pěkné, díky za váš čas a snahu.
Škoda, že to úplně neocením.
Jestli jsem to pochopil správě, tak váš "výpočet" je pro výrobu, akumulaci a spotřebu veškeré EE z FVE.
To ale není vůbec cílem a ani k tomu energetika nesměřuje, pokud jsem tedy něco někde nepřehlédl:-)
Vy to počítáte jako by se ten výkon měl přenést celý po rozvodné síti od výrobce ke spotřebě, jako je tomu u klasických elektráren.
Ale výroba z OZE, spotřeba, její akumulace a přeměna na jiný druh energie je decentralizovaná a nevidím náznaky, že by to mělo být jinak.
Přetoky EE vůbec nemusí opustit areál firmy s velkou FVE na střechách, s kontejnery plné akumulátorů a s připojenou kogenerací.
A jejich spotřeba nebude větší, než by byla, pokud by výrobu z OZE neměli.
A co jsou to strediska akumulace vůbec netuším:-)
To Líska: ale cca 50% spotřeby elektřiny z OZE potřebujeme i s rozvojem JE a z toho bude valná většina FVE. Takže ten cca 50% podíl akumulace potřebujeme a jsme pořád na násobcích dnešní kapacity sítě.
Jestli jste si nevšiml, tak píšu o velkých solárních parcích a střediska akumulace je společný název pro bateriová úložiště a výrobny vodíku, která jsou k nim potřeba.
Domácí FVE do toho nepleťte, ty stejně nedodají nic v době (nejméně 12 hodin) největšího zatížení sítě. Jak uvidíte v grafu, nebude možno nabíjet ani ze sítě těch zbývajících 12 hodin dne.
A ano, tu elektřinu bude nutno k střediskům akumulace dopravit v létě přes poledne sítí z FVE, které tu akumulaci nebudou mít integrovánu(tu do dalšího dne i z léta na zimu).
A firmy s FVE na střeše budou mít v den nejvyššího zatížení sítě (v zimě) úplně stejnou spotřebu elektřiny ze sítě, jako by ji neměly.
Ostatně tak, jako Vy se svou FVE.
@Bob 4. srpen 2024, 20:43
A ty velké solární parky a střediska akumulace budou asi co nejdále od sebe, že?:-)
Domácí FVE do toho pletu, protože mají vliv na zatížení sítě.
Při stovkách tisíc instalací to už má význam a pokud využivají síť od jara do podzimu minimálně, o to vice tam zbyde kapacity pro ostatní.
Nevím o jakém grafu mluvíte.
To vaše polední maximum, stále častěji se dávají instalace východ/západ a co trackovací systémy?
FVE pokryjí v sezoně i část špičky z vaší oblíbené kachní křivky.
Přesně tak, v zimě budou potřebovat stejnou kapacitu, kterou měly do teď i bez OZE, podobně jako já, tedy žádné posílení není nutné.
To Líska
Vy stále nechápete, že píšu o letním zatížení sítě pro "nabíjení" akumulace pro všechny (tedy i ty s FVE, které jako by v zimě nebyly).
Domácí FVE zatěžují v létě síť svými přetoky, které se sčítají s výrobou FVE bez akumulace a s odečtením nízké aktuální spotřeby je potřeba tu větší část výroby distribuční sítí přesunout do středisek akumulace. A ty samostatné (aku a zvláště vodíkové) svou velikostí rozhodně nejsou decentrální. Vemte si za příklad centrum spotřeby (velké město s průmyslem). Nyní je jedna linka elektrárna-město (třeba Ostrava má uhelnou elektrárnu přímo na okraji). Nově bude muset být posílena celá distribuce v širokém okolí (pro dodávky decentrálních FVE i několika velkých solárních parků) jak směrem do města, tak do nějakého úložiště a potom ještě z úložiště do města. Přičemž ještě budou pravděpodobně jinde akumulátory, jinde elektro lyzéry a ještě jinde vodíkové turbíny. A vůbec to nemusí být to všechno blízko od sebe.
Trackovací systémy mají samozřejmě úplně stejné maximum, jako panely na jih. Kombinace V-Z mají také polední maximum i když plošší (většinou je to spíše JV-JZ). Kromě toho to jsou a budou menšinové, nevýznamné instalace.
Graf máte v odkazu, ale to byste si ho musel otevřít a přečíst.
O kachní křivce to v tomto případě vůbec není.
Proč píšete o "solárních parcích bez akumulace"? Já bych nějakou primární akumulaci (řekněme na 1 hodinu * peak power) udělal přímo u FVE. Tím vám klesnou poplatky za připojení a taky můžete prodávat za vyšší cenu.
Asi proto, že se bez akumulace typicky staví a všichni se tu ohánějí cenou elektřiny právě bez započtení jakékoliv akumulace.
Jednak co psal Emil.
Ale i když už se někde ve světě staví velké solární parky s akumulací na 2-4 hodiny peak power (což je stále málo), tak je elektřina z nich hodně drahá.
Byla by potřeba i pro ideální letní slunečný den akumulace minimálně do doby, než začne příští den trochu více svítit. To je cca 14 hodin (ne hodnotou peak power). Kolik by to bylo hodin peak power by bylo na složitější výpočet. Jsou tam noční hodiny s malým odběrem, ale taky večerní a ranní odběrová špička. V každém případě i ty 4 hodiny peak power je málo i pro ideální slunečný den.
A to by samozřejmě ještě musela být další akumulace dlouhodobá přes vodík. A samozřejmě navýšení výkonu FVE, aby obě akumulace bylo z čeho "nabíjet" mimo okamžitou spotřebu.
P.s. Kvůli 2 novým blokům v Dukovanech žádné významné investice do přenosové soustavy (kromě údržby) netřeba. Ty pouze nahradí stávající odstavované bloky. Jestli bude nějaký souběh starých a nových bloků se teprve uvidí.
A k tomu článek vedle: "Německé průmyslové firmy čím dál více zvažují přesun výroby do zahraničí"
Při vyhrocené atmosféře to nikdy nebývá jinak. Je to nedílnou součástí legitimního vyjednavajícího procesu.
Byt nastenkarom, lepsie to nenapisem.
Kdyby neodstavili předčasně jaderky, mohlo to být lepší.
V životě se na kdyby nehrálo, nehraje a nikdy nebude.
Proto taky jsou ti soudruzi z NSR nepoučitelnými, žejó.
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