Domů
Obnovitelné zdroje
Červencová aukce pro OZE v Německu nepřinesla žádná překvapení, ceny se stále drží na stejné úrovni
Zdroj: National Grid

Červencová aukce pro OZE v Německu nepřinesla žádná překvapení, ceny se stále drží na stejné úrovni

Na začátku uplynulého měsíce v Německu proběhly další dvě samostatné aukce pro podporu výstavby solárních a větrných elektráren. Aukce pro větrné elektrárny stále trápí nedostatek projektů, vysoutěžené ceny se pohybovaly na srovnatelné úrovni jako v řadě minulých kol.

Na začátku července se v Německu uskutečnilo již čtvrté letošní kolo samostatných aukcí pro solární a větrné elektrárny. V případě větrných elektráren se developeři mohli ucházet o 275,2 MW výkonu, v solární aukci německý síťový regulátor Bundesnetzagentur (BNetzA) nabídl k soutěžení 192,7 MW výkonu.

V případě solárních elektráren byla konkurence opět na vysoké úrovni, do aukce bylo podáno 174 nabídek o celkovém instalovaném výkonu 779,4 MW, tedy čtyřnásobek soutěženého objemu. 18 projektů nicméně regulátor musel z aukce vyřadit. U aukci nakonec uspělo 30 projektů s celkovým výkonem 193,3 MW.

Vysoutěžené ceny byly obdobné jako v minulých kolech. Nejnižší vysoutěžená cena činila 46,7 EUR/MWh, nejvyšší 53,6 EUR/MWh. Jejich vážený průměr dosáhl 51,8 EUR/MWh. Ve srovnání s minulým kolem se jedná o mírný pokles zpět na hodnotu dosaženou v kole předminulém.

Soutěž bez konkurence

Stejně jako v mnoha předcházejících aukcích se ani tentokrát nepodařilo zaplnit aukci pro větrné elektrárny dostatečným množstvím projektů, kdy bylo do aukce podáno 26 nabídek o celkovém výkonu 191 MW. Aukce se tedy zaplnila pouze ze dvou třetin, a veškeré nabídky tak uspěly.

Aukci tradičně dominoval sever Německa, kdy nejvyšší část úspěšných nabídek tvořily projekty ve spolkové zemi Šlesvicko-Holštýnsko (48,6 MW), Dolní Sasko (48,4 MW) a Braniborsko (41,3 MW). Vysoutěžené ceny se pohybovaly mezi 55 a 62 EUR/MWh, což je horní limit pro účast v aukci. Jejich vážený průměr činil 61,4 EUR/MWh, tedy stejně jako v předchozí aukci.

Potřebujete být v obraze ohledně obnovitelných zdrojů?

Každý den pečlivě vybíráme nejdůležitější informace z oblasti obnovitelných zdrojů 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:
Specialisté na fotovoltaiku z Photon Energy hlásí skokový nárůst tržeb i zisku
11. srpen 2022, 10:30
Věříte, že elektřina někdy zlevní? Zásadní otázka pro zájemce o soláry
11. srpen 2022, 07:41
Vyzkoušejte Monitoring oEnergetice.cz na 14 dní zdarma!

Mohlo by vás zajímat:

Komentáře(39)
St
5. srpen 2020, 09:24

Není možné. Vždyť pan Vaněček říkal, že v Kataru to umí za 31 haléřů. A oni to valí za 60 €. Pane Vaněček, kde jste? Jak to, že nejedete do Německa jim předat své know-how. Jistě by naši sousedé chtěli mít solární energii za 31 haléřů. Spoléhám na Vás, že je nenecháte ve štychu.

Milan Vaněček
5. srpen 2020, 09:46

Tak v Německu to dělalo, cituji:"Vysoutěžené ceny byly obdobné jako v minulých kolech. Nejnižší vysoutěžená cena činila 46,7 EUR/MWh, nejvyšší 53,6 EUR/MWh. Jejich vážený průměr dosáhl 51,8 EUR/MWh. Ve srovnání s minulým kolem se jedná o mírný pokles zpět na hodnotu dosaženou v kole předminulém."

46,7 EUR=1,21 Kč /kWh.

když si uvážíte roční osvit v Kataru a v Německu,

tak hned máte faktor nepatrně vyšší než 2 ve prospěch Kataru.

no a v Německu šlo o drobné instalace, ne o GW utility scale jako v Kataru (to je zase faktor ceny 1,5-2).

Také financování v Kataru je jednoduší, když máte zatím stále plnou "mincovnu" pod zemí (ropa, plyn pro export).

Německé a francouzské stavební firmy, které staví v Evropě a na Blízkém východě, stavět velké gigawattové FVE prostě umí. Rychle, levně.

Ekonomika rozhodne během nadcházející dekády (2021-30).

Emil
5. srpen 2020, 09:54

Tyto "drobné instalace" mají v průměru 6,4 MWp, tj. pro představu řádově desetitisíce panelů na jednu "drobnou" instalaci...

Milan Vaněček
5. srpen 2020, 10:12

Když srovnáme 6 MW fotovoltaickou a 6 MW jadernou instalaci, tak myslím že cena té fotovoltaické bude 10x či 100 krát nižší, ale rád se dovím přesnou cenu té jaderné instalace.

Když srovnáváme utility scale FVE a JE (tj instalace 0,5-1,6 GW)

tak je to právě teď (rok 2020), na Blízkém východě, FVE nabízí 5x LEVNĚJŠÍ elektřinu než cerstvě postavené jádro. Fakta mluví jasně.

blaha.p
5. srpen 2020, 10:09

Ještě vás doplním, opravdu velké FVE se už v Německu staví zcela bez dodací tzn. do těchto aukcí se už nehlásí např. od března budovaná FVE u Berlína společností EnBW je zcela bez dotací a cena je hodně pod 40 €/MWh, tato FVE bude mít výkon 187 MW = cca 500.000 panelů = cca 190 GWh/rok

Milan Vaněček
5. srpen 2020, 10:45

Ano, je to tak, již jsem o tom před časem psal. Ale St bude trolíkovat dál a dál.

blaha.p
5. srpen 2020, 10:14

jen vás doplním, opravdu velké FVE se v Německu vůbec v těchto aukcích neobjevují, protože se staví zcela bez dotací např. firma EnBW buduje od března FVE o výkonu 187 MW = cca 500.000 panelů = cca 190 GWh/rok, cena bude někde k 30 €/MWh

Emil
5. srpen 2020, 10:34

Opravdu velké FVE se v Německu v těchto aukcích ani nikdy neobjevovaly, protože aukce jsou od začátku omezené zdola 750 kWp a shora 10 MWp

blaha.p
5. srpen 2020, 10:44

nemám rozpor, opravdu velké instalace FVE jsou dnes jednoznačně nejlevnější nový zdroj energie

Bob
10. srpen 2020, 19:55

To je sice hezké, že výrobu FVE umíme předvídat, ale kde brát EE v zimě, nebo na konci večerní odběrové špičky ve 21 hod. to nám bez akumulace moc nepomůže. To bychom museli vyrábět ze ZP minimálně stejné množství EE, jako FVE. A to bude s blížícím se rokem 2050 nepřijatelné a kvůli emisním povolenkám také drahé.

S FVE bude potřeba investovat nejen do přenosových sítí, ale především do akumulace. Je vysoce pravděpodobné, že s vysokým podílem FVE bude za slunečného počasí v létě přes den EE velmi levná, ale v zimě několikanásobně dražší.

10% podíl FV v mixu by ještě možná neřešitelný problém nebyl. I když v takovém případě nemůžete operovat s tržní cenou FV elektřiny. Zákazník bude nakupovat za cenu FVE + potřebnou akumulaci (akumulovat bude nutno cca 50% FV elektřiny).

Pokud by měly zimní výpadek FVE nahradit VtE (jak pořád tvrdí p. Vaněček) se zimním výkonem o 20% větším, než v létě, znamenalo by to, že by jich muselo být v mixu 50%. Což je nereálné.

Jenže my musíme nahradit ne 10%, ale za uhlí 37%, ZP 10%, a pokud postavíme jen jeden nový reaktor, tak ještě 15% za jádro. Celkem cca 60%. V absolutní hodnotě ještě více, než 60% z nynější spotřeby. Protože se zvýší spotřeba EE na topení, ohřev vody a v dopravě.

Takže z čeho? Pan Vaněček a mnozí mají vlhké sny, že to bude právě FV, někde kolem 40% v mixu. Jenže jak takový mix ukočírovat? I Němci drží podíl FVE na uzdě a raději preferují VtE, které mají celoroční průběh výroby radikálně lepší, než FVE.

Milan Vaněček
10. srpen 2020, 21:21

Bobe na ty Vaše nesmyslné spekulace odpovím až zítra, popíši Vám možný realistický scénář do roku 2035.

Milan Vaněček
10. srpen 2020, 21:21

Bobe na ty Vaše nesmyslné spekulace odpovím až zítra, popíši Vám možný realistický scénář do roku 2035.

Milan Vaněček
11. srpen 2020, 11:39

Bobe, do roku 2035 může být řešení následujíci:

1) je jisté že se do té doby žádná JE u nás nestihne postavit

2) bude už snížena produkce z uhelných elektráren tak na 1/3 současné produkce

3) bude snížen na polovinu náš (čistý) export elektřiny

4) místo 2GW nameplate FVE dotovaných bude na stejných místech 3,5 GW nameplate FVE nedotovaných (vyšší účinnost nových panelů a jejich nižší cena)

5) k nim přibude především na brownfieldech a průmyslových střechách dalších 5,5 GW FVE (s výrobním maximem rozprostřeným přes cely den)

6) úspory plynu z vytápění budov budou převedeny do kogenerace a plynových elektráren

7) přibude ?? GW VtE (u nás, či našich v Německu a Polsku)

8) přibudou nové, investičně nejlevnějši, pružné paroplynové

elektrárny

Vše je nutno budovat na komerční bázi, bez dotací do OZE a do jádra. O dalším postupu rozhodnou ceny a bezpečnost a ekonomika provozu, v letech okolo 2035.

Neekonomické elektrárny se budou zavírat, případně rozestavěné se nedostaví a odepíší, energetika v EU bude propojená obdobně jako je propojená veškerá výroba v EU.

Bob
11. srpen 2020, 20:19

Řešili jsme ovšem uhlíkovou neutralitu, tedy rok 2050. Ale dá se to přiměřeně použít i pro rok 2035, což je v polovině.

ad1) Jestli se žádná JE nepostaví ani do roku 2050, tím hůře pro nás.

ad2) Ve 2050 už nebudou žádné uhelné elektrárny. I ve 2035 by jich mělo být max. polovina dnešního výkonu. A nejlépe by měly celý rok být jen připraveny jako studená záloha maximálně na nějakou krizovou situaci

ad3 Čistý export může být klidně nulový, ale na druhé straně bychom neměli být čistí dovozci.

ad 4) a 5) Jen v uhlí bude potřeba nahradit v EE a dnešní spotřebě 30 GWh ročně (do 2035 tedy 15) a celkově cca 45 GWh (do 2035 22,5). A to jsem nepočítal zvýšenou spotřebu na elektrifikaci vytápění, ohřevu TV a dopravu, ale deme tomu, že se to vyruší tím, že se nebude vyvážet EE (cca 4 GWh)

A vy si myslíte, že to spravíte výrobou ve FVE v hodnotě 9 GWh (12% mixu)? Kde vezmete těch zbylých chybějících cca 13 GWh ve 2035?

V uhelných elektrárnách se nevyplatí vyrábět EE už teď, natožpak v roce 2035 se stále stoupající cenou emisní povolenky. S nimi v té době už vůbec nepočítejte. Jen o něco lépe na tom budou i plynové.

Kromě toho, aby alespoň v průměru mohly VtE v zimě nahradit výpadek FVE 9 GWh (jak rád uvádíte), musely by vyrobit ročně 45 GWh. Nyní vyrobí 0,7GWh (tedy by jich mělo být 64 krát více). Zatímco FVE by stačilo postavit 4 krát více (nyní mají 2,2 GWh). Tedy v tom případě bychom měli upozadit FVE a urychleně budovat VtE.

ad 6) S úsporami plynu na vytápění nepočítejte. Ta naopak razantně stoupne. Musíte nahradit také velké množství energie z uhlí v teplárnách. A to bude ve velké míře ZP. Oni taky o moc více možností nemají. Ani kogenerace moc nestoupne. Např. v naší městské teplárně se už nyní vyrábí celoročně polovina (v létě všechno) teplo v kogeneraci. A obdobně to mají i jinde. Úspory tepla zateplováním jsou také ze značné míry vyčerpány. A to se zatepluje jen kvůli dotacím, jinak se běžně náklady za dobu životnosti zateplení ani nevrátí. Mimochodem ČR má spotřebu EPS (nejběžnější izolant) na zateplení největší v Evropě na osobu.

ad 7) U nás asi masově ne a neměli bychom být ani čistí dovozci. Kromě toho třeba Poláci budou sami potřebovat na náhradu svého uhlí.

8) Plynové nepřibudou:

a) Už v 2035 bude vysoká cena emisní povolenky

b) V 2035 těžko budou stavět, když nejpozději za 15 let budou muset skončit.

c)Pokud by měly být na ZP s jímáním CO2, tak rozhodně nebudou investičně, ani provozně levné.

Bob
12. srpen 2020, 15:13

Oprava: Všechny jednotky v mém minulém příspěvku jsou TWh a ne MWh, jak je uvedeno. (V grafech na energostatu jsou jednotkou tisíce MWh).

Bob
12. srpen 2020, 15:16

To je to horko: V grafech jsou jednotkou tisíce GWh.

Milan Vaněček
5. srpen 2020, 10:47

Ano, naprostý souhlas. Ale naše jaderná lobby tvrdí pravý opak a pan Havlíček jim nedokáže říci: kecáte.

Ivan Novák
5. srpen 2020, 17:55

Zejména v noci.

Martin Hájek
5. srpen 2020, 19:23

Pro někoho, kde je zvyklý porovnávat jablka a pomeranče určitě. Ti rozumnější uznávají, že fotovolatiku je potřeba zálohovat a cena kWh potom rychle vystřelí nahoru, když tu zálohu započtete.

Milan Vaněček
5. srpen 2020, 19:36

Pane Hájek i jádro a uhelné elektrárny je třeba zálohovat a proto máme v ČR více než dvojnásobnou výkonovou rezervu. To kvůli zanedbatelnému množství VtE a FVE určitě nemáme, že ano.

Bob
8. srpen 2020, 17:30

Pane Vaněček:

Jaderné elektrárny není potřeba na rozdíl od FVE zálohovat (téměř) 100%. Nikdy se nestane, že by najednou vypadlo všech našich 6 reaktorů najednou. A už vůbec to neplatí u uhelných elektráren s velkým množstvím jejich bloků.

Zato FVE vypadnou každý den minimálně jednou úplně a nahodile ještě značně kolísá jejich výkon. A to nemluvím o výpadku dlouhodobém v zimě, zrovna, když tu elektřinu nejvíc potřebujeme. A protože poměr elektřiny na vytápění bude v budoucnu stoupat, potřebujeme hlavně zdroje EE, které vyrábí v zimě.

Milan Vaněček
8. srpen 2020, 17:48

Bobe, v Dukovanech II bude jen jeden reaktor od 2037. Myslím že bude dobré když si k němu ještě pořidí paroplyn 1 GW na ty 2-3 měsíce odstávek jádra za rok.

Bob
9. srpen 2020, 14:12

P. Vaněček:

Vy jste si nevšiml, že Dukovany nejedou v ostrovním provozu, ale jsou propojeny nejen v ČR, ale i evropské soustavě? Takže kromě jinými zdroji může být jeden z reaktorů zastoupen výkonem jiného reaktoru? Ať už v té samé elektrárně, nebo jinde?

Kvůli plánovaným odstávkám paroplyn určitě v Dukovanech nemusí a nebudou muset stavět. Odstávky se plánují na dobu, kdy odběr EE poklesne. A navíc mají maximum výroby ty vaše oblíbené FVE.

Navíc v 2037 se asi těžko bude uvádět do provozu paroplyn, když v 2050 (za 13 let) máme být CO2 neutrální. V té době budou poplatky za vypouštění CO2 už o mnoho vyšší, než dnes.

Potom by byly ještě možnosti jímání CO2 ze spalin a ukládání C, nebo spalování syntetického CH4 z OZE elektřiny. Obojí velmi drahé.

Oni už se ekologové prostřednictvím EU postarají, aby spalování fosilních paliv a uvolňování dalšího CO2 přišlo velmi brzo velmi draho.

Milan Vaněček
9. srpen 2020, 14:48

Bobe, parafrázuji Vaší prvou větu:

Vy jste si nevšiml, že FVE nejedou v ostrovním režimu, ale jsou propojeny nejen v ČR ale i v evropské soustavě?

Carlos
9. srpen 2020, 16:52

Bobe,

pokud se odstávky plánují na období s nízkým odběrem, tak nevím proč se Temelín vypíná na podzim a v zimě.

Další věc je že byste měl definovat záloho, pro mne je třeba záloha zdroj, který je buď roztopený na téměř 100% ale nepřifázovaný, nebo takový který se do spustit v případě náhlého výpadku jiného v řádu vteřina až minut, ne zdroj který se normálně účastní denního obchodování a výroby.

V roce 2050 se nedá uhlíkové neutrality dosáhnout, ani s bez jádra ani s jádrem, to je politický cíl, který se do roku 2030 odepíše, nejsou technické ani stavební kapacity na to to udělat. Dobře řekněme že v roce 2030 sletí cena EE z OZE obecně do pásma 30-40€/MWh, myslíte si že je reálné mezi roky 2030 a 2050 nainstalovat minimálně 75 GW primárních OZE s koeficientem využití v průměru 0.3 a k tomu potřebné akumulační kapacity? Lipno - Aschach ani není v prípravě pořádně, není v přípravě ani nové velká PVE mezi Sihlsee a Curyšským jezerem (kapacitně a výkonově menší než PVE Lipno -Aschach), v přípravě nejsou ani konverze existujících elektráren...

Do toho není započítána nutnost elektrifikace dopravy, která je také dost pomalá a mizerná, třeba u nás se elektrifikuje železnice velmi pomalu, vlastně skoro vůbec. Přesmyky a spojky se nedoplňují byť by zvedly propustnost tratí a kapacitu sítě jako takové. Což vede k tomu že se nedoplňují spojky a přesmyky na tratích vedoucích k nám ani u sousedů. Což vede na přepravu, která se místo toho musí realizovat po silnici, byť by teoreticky mohla pohodlně vlakem, což vede na zbytečnou spotřebu nafty.

Do toho vemte do úvahy že se sice fangličkářsky křičí o zlé EU a pod., ale rozvoj státu a infrastruktury je sabotován místními politiky a úředníky, kteří nejsou s to ani vyčerpat přidělené EU prostředky. Což má samozřejmě dopady a ne moc pěkné.

Bob
9. srpen 2020, 19:58

Pane Vaněček:

U FVE je jestli jste si nevšiml "malý" problém:

V celé Evropě je západ slunce ve stejnou dobu (max. rozdíl +- hodina) a také roční období jsou stejná. A co se týká nejbližších sousedů, tak i vyšší zimní spotřeba nastává tak nějak ve stejnou dobu.

Takže se nemohou "vystřídat" třeba jako JR.

Ps. Každá naše JE má navíc pro havarijní případy přidělenu pro napájení EE jednu blízkou VE a ještě se současně s JE stavěly PVE. Jaká kapacita akumulace se postavila v souvislosti s FVE? A kolik se jí bude muset postavit, pokud výrazně vzroste výkon připojených FVE (ale i VtE). A hlavně: Kdo to zaplatí?

Pro Carlos:

To se zeptejte na ČEZ. Ale v situaci, kdy máme nadbytek výrobní kapacity EE to asi není problém. To však se zavíráním uhelek brzo skončí.

Co se týká neplánovaných odstávek bloků JE, tak tam se i o neplánované odstávce většinou ví několik dnů dopředu a je možno udělat potřebná opatření. Dokonce i při havarijní neplánované odstávce jaderného bloku dojde k výpadku EE až v řádu nízkých desítek minut. Máte párou natlakovaný sekundární okruh a i po poklesu tlaku se turbína setrvačností točí ještě několik minut a vyrábí EE, než musí být odpojena od sítě.

To je jeden z důvodů stavby PVE současně s JE. V řádu jednotek minut startuje PVE (ale mohou i VE). Opět je pak čas v řádu hodin, až desítek hodin řešit výpadek výkonu.

Ale to jsou vyjímečné ne časté havarijní situace. Taková FVE má 100% výpadek, jak už jsem psal každý den. A zimní minimum výroby cca 3 měsíce. To pak je potřeba akumulace o několik řádů větší a také dražší, než pro JE.

Jestli se do 2050 dá dosáhnout uhlíkové neutrality je otázka. Já tomu také moc nevěřím. V každém případě bude velký tlak tím směrem. Včetně velmi vysokých cen emisních povolenek na CO2 vzniklých spalováním ZP. Konec konců z čeho by se pak platily dotace do OZE a dalších projektů s tím spojených (akumulace)?

Právě kvůli problémům co popisujete je potřeba držet hlavně podíl FVE na mixu v rozumných mezích. Až bude levná dlouhodobá akumulace, tak prosím. Zatím když spíše raději VtE a ještě lépe další VE, bioplynky zpracovávající odpady, apod. které akumulaci prakticky nepotřebují. Zvláště když nebudou chtít dotace a budou vyrábět za tržní cenu.

Emil
9. srpen 2020, 20:28

Carlosi, pokud to okolnosti umožňují, odstávka jednoho bloku Temelína se dělá na jaře a druhá v létě. Na podzim a v zimě se odstavují menší bloky v Dukovanech. Pokud možno tak, aby bylo současně odstavených bloků co nejméně.

Carlos
9. srpen 2020, 22:49

Bobe,

V systému s FVE není problém stav poklesu výroby předpovídat a podle toho připravit výrobu v jiných elektrárnách, respektive si je na dané hodiny dojednat, od toho je právě energetická burza a v takovém případě se již podle mne nedá moc mluvit o zálohách, to už je normální součást denního trhu a ty elektrárny budou normálně upisovat proud.

Od určité ceny proud na burze, řekněme tak od 60€/MWh nebudou nějaké extra dotace třeba, tam pak zbudou jenom "dotace" do přestavby sítě, což zase řekněme že vzhledem k historii dostaly i parní elektrárny, když se pro ně budovala jistá podoba centrální sítě.

Zimní období je právě otázka toho jak to bude s povolenkami a uhlíkovou neutralitou a dalšími technologiemi. Pokud se s ní nebude moc blbnout (vzhledem k dopravě je myslím nedosažitelná), tak nebude problém v zimě provozovat plynové elektrárny. Takže nějakou extra velkou akumulaci ani nebude snad potřeba dělat. A i pokud by budoucnu mělo na nějakou takovou velkou akumulaci dojít, byť tedy v zimě zase celkem dobře vyrábí větrné elektrárny, tak to s největší pravděpodobností bude přes P2G technologii.

Bez nějaké extra velké akumulace navíc by neměl být problém z FVE ČR pokrýt kolem 10 % spotřeby elektřiny, jenom s menšími investicemi a možná mírnou změnou přístupu k regulaci sítě. Až někde nad tímto bodem by bylo třeba nějakých větších investic. A i nad tímto bodem to stále může být o poměrně nízkých cenách akumulace. Ale situace bude složitější, než řekněme u první vlny kdy je to o nějakých drobných úpravách v současnosti existujících elektráren. Nějakou dlouhodobější akumulaci bude třeba spíš řešit až podle toho jak se vyvine situace kolem uhlíkové neutrality, nemyslím si ale že by krom několika míst, kde tomu budou hrát do karet místní podmínky, měly vznikat nějaké velké akumulační prvky, nebo že vůbec budou nutné.

Samozřejmě, OZE budou vyrábět za tržní cenu klidně, ale to až v momentě kdy budou klasické elektrárny hradit veškeré způsobené škody, které před deseti lety byly vyčísleny třeba pro uhelné elektrárny na nějakých 40€/MWh.

Pavel
5. srpen 2020, 10:39

Dobry den pane Vanecku,

nikde jsem nedohledal, na jakou dobu jsou stanove ceny v nemeckych aukcich garantovany. A take, zda jsou tyto ceny stale, nebo indexovane o inflaci. Pro srovnani, cena za MWh v JE Hinkly Point je 92,5 Liber, garantovana na 35 let od spusteni, ale v cenach k roku 2012.

Dekuji za pripadnou informaci. Pavel

blaha.p
5. srpen 2020, 10:52

jen pro představu aktuální cena za energii z Hinkly Pointu C je už 120 €/MWh, v roce 2027 kdy v nejlepším případě bude HPC spuštěn bude cena cca 140 €/MWh a dál poroste po dobu 35 let

Emil
5. srpen 2020, 11:06

To už se tu řešilo X-krát. Nevhodný model financování = vysoká cena elektřiny.

blaha.p
5. srpen 2020, 11:23

tak je otázka, jestli tuto pitomost s názvem HP C vůbec dostavět, nebo to raději odpískat, ekonomicky je to totální úlet, v roce 2040, kdy se u nás budou možná spuštěny Dukovany (vládou nerealistická cena cca 60 €/MWh realita v rozmezí 100-120 €/MWh = to bude znamenat obrovský zájem o střešní FVE rodinných domů a hlavně firem) bude cena z HP C = cca 200 €/MWh, to by museli být Britové padlí na hlavu toto platit, v té době bude cena z VTE a FVE i s akumulací max 40 €/MWh

Emil
5. srpen 2020, 11:52

To je možná otázka pro vás, ale není to otázka pro Brity a už vůbec ne pro Francouze s Číňany, kteří elektrárnu staví. Ostatně některým větrným farmám už teď platí za elektřinu mnohem víc než kolik je v současnosti strike-price na Hinkley Point C.

pavel
5. srpen 2020, 11:17

Ok, ale stale nevim jaka je dopa podpory v tech aktualnich nemeckych aukcich.

Emil
5. srpen 2020, 11:24

Doba podpory je 20 let.

Josef
5. srpen 2020, 12:43

no moment, ale to není konečná cena, ale to je pouze cena podpory pokud se nepletu k tomu se přidává cena za kterou elektrárna prodá elektřinu do sítě,cena za neprodanou elektřinu do sítě včetně podpory, právo přednostního výkupu a cena za budování el. sítě pro tyto zdroje. Konečná cena pro Německou domácnost je pak aktuálně astronomických 346EUR/MWh a stále roste, ale to jsou tady tací co tvrdí, že je to levné....

blaha.p
5. srpen 2020, 13:21

myslím, že Němce ta cena zas tak netrápí, sice platí cca 8,-Kč/kWh ale mají průměrnou mzdu 100.000 Kč, tzn. že v poměru ke mzdě platí mnohem méně než v ČT, navíc je tato vysoká cena ve velkém motivuje instalovat na své RD a firmy střešní FVE s bateriovým úložištěm (v Německu cca 100.000 instalací za rok, u nás cca letos 5.000 instalací)

Josef
5. srpen 2020, 21:24

Berte čistou mzdu, která je v 54.600 cca polovina čisté mzdy v ČR. Já platím v topné sazbě platím asi 2kč/kwh Průměrná Německá domácnost 8,5 kč , takže za průměrný český plat si můžete koupit 27,3 MWh , za Německý 6,4 MWh. Takže průměrný Němec je proti mě si koupí za svůj plat méně než 1/4 el. energie je prakticky chudák... Vaše představa, že Němce cena el. energie nepálí není pravdivá vzhledem k jejich příjmům mají elektřinu velmi drahou. Oni se totiž za ten svůj plat při tamní drahotě až zas tak dobře nemají. Já bych tam za něj rozhodně fungovat nechtěl a to jsem tam pracoval skoro roky...

energetik
5. srpen 2020, 16:35

"Vysoutěžené ceny se pohybovaly mezi 55 a 62 EUR/MWh, což je horní limit pro účast v aukci."

Proč někdo nabízí nižší cenu když nemusí a aukce nebyla naplněna. Nebylo by pro investory vhodnější nabídnout 62 EUR/MWh místo 55 EUR/MWh i tak by uspěli, ne?

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