Finští provozovatelé OZE vyhlíží očekávaný boom elektrokotlů

Vlastní elektrotopidlo ja e za pusu, ale pokud to má mít smysl, je třeba veliká akumulační nádrž, a to už je při parametrech 120/90 °C a asi 20 barech nákladné.

Mate nějaké konkrétní info jak drahé? A proč vlastně to musí být 120/90 na 20 barech.

20/90 a 20 barů je standardní topná voda. Proč, to nevím, nejsem projektant dálkového topení. My jsme vždy pouze dodávali vodu o požadovaných parametrech a šlo obvykleo výše uvedené.

Nákldy na nádrž se odvíjí od parametrů a ty nejsou v článku. Parametry na kotel Brno Červený mlýn si můžete dohledat. https://allforpower.cz/rozvody-energii/tenza-instalovala-elektrodovy-kotel-v-provozu-cerveny-mlyn-126 Náklady budou obchodní ... Náklady na nádrž taky...

Dálkové vytápění je pro mnoho lidí, tam už se velká akumulační nádrž v nákladech rozpustí. U paneláků, které nyní topí plynem, ale stačí pár kubíkových nádrží jako předehřev před plynem.

Ve Finsku mají mnohonásobně více hodin záporné ceny než u nás, takže u nás se zatím tyto elektrokotle nevyplatí. Nicméně do budoucna je to cesta jak zlikvidovat ty největší přebytky z OZE trvající jen pár hodin - voda se ohřívá rychle.

V rozsahu, ve kterém by to ustála síť, si lze v kombinaci s plynem celkem jednoduše pomoci i přímotopy bez akumulace. Když je v domě plynové topení, tak by nemusel být problém mít zapojeno někde navíc i 2kW přímotopů, které by se pustily jen v případě nulových cen silové elektřiny. Přímotopy jsou investičně levná věc. Obdobně by mohl být kombinovaný ohřev vody v bojleru, přímotopná patrona navíc by bojler u plynového kotle zas tolik neprodražila. Záleží ale také na nákladech distribuce. A samozřejmě je to jen výpomoc ve využití, ona totiž reálně elektřina zadarmo není, jen se nyní řeší nestálost výroby OZE.

Za posledních 366 dní bylo ve Finsku celkem 703 hodin se zápornou cenou a v ČR 313 hodin, takže to "mnohonásobně" bylo konkrétně 2,2×...

Je to podobné jako ohřev u FVE. Tam se to řeší dalším bojlerem, ze kterého jde už ohřává voda do dalšího bojleru nebo využitím stávajícího bojleru. Náklady nejsou vysoké. Bohužel u nás je u většiny lidí stále jen vysoký a nízký tarif, který nereflektuje, jestli jsou přebytky z OZE nebo ne, časy jsou pevně dané. Až budou všude elektroměry po čtvrthodině, tak to půjde změnit a půjde tak i lépe využít přebytky z OZE. Samozřejmě

také záleží jak se nastaví ceny distribuce. Nyní jsou v NT nízké, ale v těchto velkých přebytcích by mohli být ještě nižší, aby byla motivace elektřinu zpracovat.

To Petr prochaska 28. červenec 2024, 12:36

Tady ale diskutujeme o elektrokotlích a velkých AN v kotelnách CZT. Tam ten princip předehřevu nejde použít.

Z kotelny jde teplovodními teplovody voda zpravidla 90°C (90/70). TV se ohřívá až u odběratelů zpravidla na patě domu ve výměníku, nebo malé nádrži s výměníkem. Případný předehřev by tedy musel být tam.

K využití elektřiny v době výrobních přebytků mají motivovat ceny silové elektřiny. Ceny distribuce mají motivovat k efektivnímu využítí sítě. Pokud by se ale například u distibuce pro domácnosti větší část přenesla do paušálu dle přípojky/jističe a snížil se vliv účtování dle přenosu, tak se tím zatraktivní spotřeba v době nadvýroby. To chce u distribuce promyslet, ceny za distribuci by měly motivovat k rovnoměrnému využití sítě po celý den/rok a ne k nárazovým odběrům. Ale i u distribučních poplatků může být v budoucnu proměnlivost cen, kdy bude cena nižší v době nižšího využití sítě. Že to může jít s cenou silovky proti sobě, je věc jiná.

To prochazka,

Tarify se nepřepínají hodinami, ale signálem od distributora. Nepotřebujete v principu čtvrthodinový elektroměr.

To intfor 28. červenec 2024, 13:48

Pokud bude vysoká platba za jistič, nebo paušál, tak to nebude motivovat k odběru v nadbytku elektřiny, nebo při nízkém zatížení sítě. Právě naopak.

Cílem není stálý nízký odběr a to i v době odběrové špičky.

Cílem je pokud možno žádný odběr ve špičce, kde to jde. Protože to všude nejde, tak se špička aspoň zmenší.

Motivací by měla být vysoká cena za silovou v době nedostatku elektřiny a vysoká cena za distribuci v době vysokého zatížení sítě.

Příklad nevhodnosti vysokých plateb za jistič:

Dřívější elektrické akumulační topení. Je jedno, jestli akumulace tepla byla v cihlách šamotu, nebo vodní nádrží. Nově by to mohlo být v akumulátorech a využití ne jen pro teplo, ale celou spotřebu elektřiny.

Elektřinu odebírali jen 8 hodin v noci, kdy jí byl nadbytek a současně ani nebyla přetížená síť. Tak vhodně regulovali. K tomu ale potřebovali 3 násobný hlavní jistič, oproti třeba přímotopům.

Výsledek = vysoké platby za jistič, nebo paušál nebudou motivovat k přenesení spotřeby ze špiček a vysokého zatížení do jiného času. Přičemž to vysoké zatížení je celý pracovní den mezi ranní a večerní špičkou odběru cca 8-21 hod.

Kdo by si pořizoval drahé akumulátory, aby kvůli jejich nabíjení ještě platil více za hlavní jistič?

Bob:

V podstatě souhlas. Ale fixní poplatek za jistič a nízká cena za přenesený objem by v kombinaci s nulovou cenou silovky motivoval ke spotřebě v té době. Nicméně také nepovažuji jen fixní platby za jistič za dobré. Do budoucna by u sítí určitě měly být hlavně proměnlivé ceny dle využití sítě. Na druhou stranu považuji za správné i fixní poplatky, nebo minimální platby, protože přípojka, kde někdo spotřebuje 2kWh za rok, se jen poplatkem za přenesený objem nezaplatí.

@Slavomil Vinkler 28. červenec 2024, 14:08

"Tarify se nepřepínají hodinami, ale signálem od distributora"

Ve většině případů ano, ale jsou i výjimky:-)

Mně ČEZd nainstaloval 4Q elektroměr k FVE s pevně nastaveným časem nízkého tarifu.

Když jsem se ptal, jak případně změní čas, tak prý musí vyměnit elektroměr.

Musel jsem se v duchu smát.

A s takovým přístupem pak ČEPS břečí, že potřebuje peníze navíc na regulaci sítě.

To intfor 28. červenec 2024, 21:53

Však nějaký fixní poplatek za jistič je i nyní. Ten bych nechal.

Jde o to, aby většina poplatku za distribuci nebyla fixní.

Jsou tu i vážně míněné návrhy, aby distribuční poplatek byl jen fixní, pro všechny stejný.

Latentní teplo pro uchování tepelné energie může být mnohdy mnohem výhodnější. I v tom za světem zaostáváme.

Nebylo by lepší přestat stavět další OZE, aby nedošlo ke kanibalizaci a přebytkům???

Je přeci nesmyslem stavět v zemi, kdy je v létě spotřeba cca max 5000 MW jen OZE zdroje v násobku této hodnoty... Drobné přebytky lze uchovat v PVO, ale ty je třeba urgentně budovat a ne jen ekologicky blouznit...

Kanibalizace je problém přechodný. Z růstem kapacity OZ začnou být přebytky více zajímavé pro ivestory na jejich využití. Samozřejmě zvýšení kapacity přečerpávačk jsme měli řešit podstatně dříve vzhledem k délce výstavby. Teť by se nám už moc dobře hodily a do budoucna jejich význam stále poroste. To všechno je už dlouhodobě známé. Při tom jejich užitná hodnota je vlastně s potřebnou udržbou neomezená. Zároveň plní funkci i vodního režimu, což je neméně důležitý prvek pro samotnou ekologii.

Četnost těch přebytků nikdy logicky nebude natolik vysoká, aby se je vyplatilo systémově zužitkovávat. Pokud koupíte něco za x hafo milionů, tak to chcete kvůli amortizaci využívat a ždímat logicky stylem 24/7, ne párset hodin v roce.

Kanibalizace rozhodně není problém přechodný, akumulace za výrobou FVE zaostává stále více.

Bobe, kanibalizace ještě hodně dlouho nehrozí, pořád je dost elektráren, které se budou v době výroby omezovat = plynové, uhelné a jaderné. Při pohledu na diagram výroby se tak děje nejen ve Finsku, ale hlavně ve velkém ve Francii, kde je výkon JE snížen proti letošní zimě až o 40%. Ve velkém se každý den omezují JE ve Španělsku. Zatím se o tom málo ví, ale o víkendech se omezuje výroba velice pravidelně i v Temelíně o 200 MW na každém bloku. V budoucnu to bude muset být mnohem více. Přebytky samovýrobců budou vždy levnější než výroba z nových jaderných bloků v Dukovanech. Aktuální příliš optimistická cena 90€/MWh = 2,3 Kč/kWh nemůže absolutně konkurovat výkupu nadvýroby 0,50-1 Kč/kWh. I ČEZ počítá s velkým omezováním výkonu u nových bloků v letních měsících. Kdyby jen tušili jak moc budou bloky stát od března do října, možná by je vůbec nestavěli. Bude to znamenat jediné, cena 90 €/MWh se nepodaří dosáhnou kvůli nízkému využití nových bloků.

No nevím, ale není problém spíše v povinném výkupu elektřiny z OZE (provozovatel nemá důvod odstavit zdroj) a jejím následným prodejem "státem" za jakoukoliv cenu s následným přeúčtováním ztráty všem spotřebitelům v poplatcích za OZE ? Naopak mi přijde logické, že JE prodá celou produkci dlouho dopředu, možná v letních měsících levněji (konkuruje FVE ) než v zimě (konkuruje fosil). A případě slunečného víkendu sníží JE výkon, nechá si zaplatit za službu sítě a místo své dodávky dodá levně nakoupenou EE. Takže JE dostane zaplaceno 3x - za výrobu, za službu a ještě za nakoupenou EE za "zápornou" cenu. A až snad jednou skončí deformace trhu dotacemi, tak JE budou logicky vyrábět pořád, protože rozdíl v provozních nákladech výroba/odstávka není velký a tak se logicky vyplatí vyrábět a prodávat za jakoukoliv cenu a cena nikdy nespadne do záporu, protože se dříve a rychle odpojí OZE, aby neprodělávaly. A také bude pořád mnoho zákazníků, kteří si budou chtít koupit dopředu EE za pevnou cenu. Takže si myslím, že dříve budou stát březen-říjen uhelné elektrárny, který si pak ale nechají zaplatit "zimní" EE ...

Kanibalizace OZE a to dokonce i vzájemně (FVE kontra VtE), když hodně svítí a fouká probíhá masově už nyní třeba v Německu.

S uhelnými nepočítejte, už za několik let nebude co omezovat. JE částečně ano, letní omezení výroby bylo vždycky - plánované odstávky. JE speciálně u nás provozuje ČEZ společně s ostatními zdroji a případnou regulaci dělá tak, aby to bylo výhodné v rámci celého portfolia zdrojů. Pro JE může být omezení výkonu i výhodné a ony toho jsou schopné. Viz záporné ceny.

Plynové z podstaty budou omezovat výkon při nadbytku elektřiny, ale rozhodně to nebude levné. Jednak budou nutné kapacitní platby za to, že nevyrábějí a pak drahý provoz, když vyrábějí. Zvláště drahá výroba bude ze zeleného vodíku. V Německu už za 8 let.

No a pak tu jsou ještě PVE a akumulátory, ale to také není levné. Kromě toho, že nejdříve nutno tu elektřinu vyrobit.

1) Kanibalizace samozřejmě nejen že fotovoltaikám hrozí ale reálně i jejich výrobu ovlivňuje, jak je vidět např. zde, v době záporných cen se vypínají: energy-charts.info/charts/power/chart.htm?l=en&c=DE&source=solar_unit_eex&week=29

Nehrozí jen těm, které jsou díky provozním dotacím od tržních cen odstíněné, takže mohou za výrobu platit klidně 500 €/MWh, když např. 600 €/MWh dostanou zpět a zaplatí to spotřebitel v regulované ceně elektřiny nebo daňový poplatník.

2) Výkon JE ve Francii je v létě snížen oproti každé zimě, prostě proto, že jsou do léta pravidelně koncentrované odstávky, naopak výroba francouzských jaderných elektráren v tomto červenci je už teď druhá nejvyšší za posledních pět let, a to ještě ani není červenec u konce. Zrovna tak na grafu výroby jaderných elektráren ve Španělsku žádné omezování výroby každý den vidět není: energy-charts.info/charts/power/chart.htm?l=en&c=ES&interval=month&month=07

3) Temelín vydělává na poskytování systémových služeb, primární a sekundární regulaci. Víc to být nemusí, záleží jen na tom, kolik výkonu takto provozovatel nabídne a jestli to pro něj bude nebo nebude výhodné. Jinak má samozřejmě elektřinu prodanou na celý rok dopředu, takže jiný důvod k tomu nemá.

4) Cena 90 €/MWh není ani aktuální ani příliš optimistická, naopak je to očekávaná maximální cena v době spuštění zdroje.

5) I kdyby to 90 €/MWh skutečně bylo, tak to není cena kterou bude elektrárna nabízet na trhu a kterou bude konkurovat, nabízet bude cenu ve výši marginálních nákladů, které jsou v jednotkách €/MWh, a navíc samozřejmě nebude primárně nabízet elektřinu na den dopředu jako to dělají fotovoltaické elektrárny, takže se s nimi na trhu ani nepotká. Není tedy žádný důvod, proč by měly bloky "stát od března do října", když je rozhodující průměrná cena za celý rok. Takže věštby, co se údajně nepodaří dosáhnout, jsou dost k ničemu, když vycházíte z úplně mylných předpokladů.

Omezovat JE je kontraproduktivní. Výroba EE v JE je vlastně zdarma, neboť náklady jsou za údržbu, obsluhu, splátky a odpisy. No pokud omezíte výrobu, nic z těchto nákladů nezmizí, tj musíte je rozpočítat na méně energie. A čím méně vyrobíte, tím vyjde dražší.

Sice nevím kolik nakonec JE budou stát a jestli se to vyplatí. Ale úvahy o cenách a srovnání se samovýrobci z OZE jsou špatně. Buď se na to dívejte jako na celoroční dodávku, tedy kolik bude stát celoroční dodávka z FVE (fakticky u nás nemožné výrobu z FVE pokrýt), pak to určitě nebude 0,5-1Kč/kWh. Nebo se na to dívejte proměnlivostí cen, pak se může stát, že v létě bude cena 0,5Kč/kWh, ale v zimě třeba 20Kč/kWh. A v tom případě zase můžete provozovat JE po celý rok. Takže tak jako tak musíte pracovat s průměrnou celoroční cenou. Když Vám někdo za dodávku z JE v zimě zaplatí hodně, tak v létě můžete klidně vypnout, nebo dodávat za nulu. Samozřejmě pokud v létě vypnete, tak se nepodaří dosáhnout 90E/MWh, ale i tak možná budete rád, že ten zdroj máte, protože nebudete mít jiný.

Přesně.

Příznivci FVE tu pořád pějí ódy jak levně vyrábějí (přes poledne), ale rádi zapomínají na to, kolik ta elektřina stojí v ranní a večerní špičce po akumulaci v bateriích a hlavně potom v zimě. Respektive její náhrada ve vodíkových elektrárnách.

K tomu průměru ještě dodatek: musí to být vážený průměr. V zimě je ta spotřeba vyšší i kdy po kratší dobu.

Bob 28. červenec 2024, 23:05

To je v pohodě, zachrání nás předsi JE, která bude nabízet cenu ve výši marginálních nákladů, které jsou v jednotkách €/MWh:-)

@Líska: Možná vám to může připadat nepochopitelné, ale tak to skutečně funguje, že elektrárny nabízejí cenu ve výši marginálních nákladů. Všechny ostatní náklady jsou totiž tzv. utopené. Doporučoval bych si o tom něco zjistit. Že nás to zachrání nikdo netvrdil.

@Emil 29. červenec 2024, 08:03

Tak mi to prosím vysvětlete, co jsou ty "utopené" náklady a co se s nimi stane?

A tu nabídku v jednotkách €/MWh bude nabízet komu a kde?

Věřím, že to bude zajímat i některé další diskutující.

Děkuji

@Líska: Utopené náklady máte vysvětlené např. zde: cs.wikipedia.org/wiki/Utopen%C3%A9_n%C3%A1klady

Představte si to třeba na svojí fotovoltaické elektrárně. Řekněme že po sečtení všech vynaložených nákladů vychází vyrobení jedné MWh na 100 € (ilustrační číslo, není podstatné jestli je to víc nebo méně). Není racionální trvat na prodeji jinak nevyužitelných přebytků za těch 100 €, tu investici jste už jednou udělal a jde o utopené náklady. Pořád je pro vás lepší prodat je aspoň za 20 €/MWh, než je vůbec nevyrobit a nedostat za ně nic. A podobně to funguje i u té jaderné elektrárny. Proto konkuruje tou cenou marginálních nákladů a nikoliv těmi 90 €/MWh, jak tvrdil pan "Svoboda".

Nabídku v jednotkách €/MWh bude nabízet ten kdo elektřinu prodává na burze, stejně jako se to děje už dávno u současných bloků. Neznamená to ale, že tuto cenu nakonec dostane. Výsledná cena se řídí tím kde se potká nabídka a poptávka, takže je obvykle mnohonásobně vyšší než nabízená.

@Líska: Jako investor do elektrárny máte v podstatě dvě situace, které mohou nastat. Buď vám ta elektrárna bude vydělávat dost i na splácení investice, nebo nebude. V tom druhém případě se potom lehce může stát, že se ta investice, nebo její část, odepíše a firma ten dluh musí nějak zamáznout (viz nepovedené investice do uhelných elektráren v Německu a Nizozemí před několika lety nebo nepovedený kšeft Westinghousu s JE Vogtle) nebo zbankrotuje a konkurzní správce tu elektrárnu prodá nějakému zájemci za nějakou zbytkovou cenu nebo za umoření části dluhu.

@Emil 29. červenec 2024, 08:55

Díky.

A můžete mi prosím vysvětlit ještě větu:

"Výsledná cena se řídí tím kde se potká nabídka a poptávka, takže je obvykle mnohonásobně vyšší než nabízená."

---

To JE nabídne prodej EE v jednotkách €/MWh a někdo jí dobrovolně zaplatí mnohonásobně více?

@Líska: Ano, burza totiž funguje systémem pay-as-clear, tj. všichni dostanou stejnou cenu, tu nejvyšší nabízenou, kterou je ještě někdo ochoten zaplatit. Jde o cenu závěrného zdroje. Kdyby burza fungovala systémem pay-as-bid, dostal by sice každý cenu kterou nabídl, to by ale vedlo ke spekulacím, kdy by se zdroje pokoušely trefit co nejlépe cenu závěrného zdroje, aby dostaly co nejvíce, což by nebylo k větším nestabilitám tržní ceny, proto se tento systém nepoužívá.

@Emil 29. červenec 2024, 09:50

"všichni dostanou stejnou cenu, tu nejvyšší nabízenou"

Takže nezáleží na nabízených cenách jednotlivých výrobců?

@Líska: Z té citace "všichni dostanou stejnou cenu, tu nejvyšší nabízenou" vám vypadla dost podstatná část "kterou je ještě někdo ochoten zaplatit". Takže na tom nezáleží jen do chvíle, dokud jste v nabídkové křivce pod závěrným zdrojem. Pokud nabídnete víc než závěrný zdroj, máte smůlu a nemáte komu elektřinu prodat, takže nemůžete vyrábět.

@Emil 29. červenec 2024, 12:02

Díky

K diskusi p. Lísky a Emila dodám:

V blízké budoucnosti, po odstavení uhlí se dá čekat, že ve večerních a ranních odběrových špičkách bude nejčastějším závěrným zdrojem v lepším případě akumulátor, kde bude naakumulována elektřina z FVE, nebo jádro s podobnou cenou. Ovšem jen pokud se akumulace během několika let násobě zvýší.

Jinak v tom horším případě to budou plynové elektrárny a to i po většinu zimy. V brzké době na zelený vodík = velmi drahá elektřina pro všechny, ale velmi dobrý výdělek pro JE, když FVE v té době nevyrábějí.

Ještě by s tím mohly zahýbat VtE instalované v masivním měřítku, to ale u nás nehrozí. A i v Německu nefouká pořád a dovoz je i technicky omezen.

Ano kvůli dalším OZE budeme ničit stálé a spolehlivé zdroje za cenu, aby si nahrávali majitelé OZE. Navíc ta regulace na JE nebude zadarmo. Projeví se to v nákladech na údržbu a palivo.

Článek je o velkých přímohřevných regulovatelných elektrokotlích v řádu MW, které slouží primárně pro poskytování záporných výkonových služeb PpS (pro ČEPS). Využítí tepla z těchto kotlů je nahodilé, časově řídké a to teplo z nich je obvykle jak na potvoru k dispozici v době, kdy je vám v zásadě k ničemu.

Proč?

Protože k aktivaci těch elektrokotlů dochází logicky hlavně v době, kdy slunce svítí na plný kule (maximální výroba z FVE). Nebál bych se říct, že to teplo se v zásadě nezužitkuje nijak.

Skoro trefa. Tedy jen o kousek vedle.

Ve Finsku mají mají OZE elektriku hlavně z větrníků, ne ze solárů.

Elektrokotle samy skoro nic neřeší. Je třeba postavit akumulaci horké vody, aby se dotovala raní a večerní spička spotřeby tepla z energie z doby, kdy svítí nebo fouká.

Tak to máte velké štěstí, že skladovat teplou vodu není žádný extra technický problém, že? Ani nějak zvlášť drahé to není. A upřímně, celá teplovodná soustava je fakticky jedna velká akumulace vzhledem k tomu kolik tepla je v trubkách.

Tak to máte velké štěstí, že skladovat teplou vodu není žádný extra technický problém, že? Ani nějak zvlášť drahé to není. A upřímně, celá teplovodná soustava je fakticky jedna velká akumulace vzhledem k tomu kolik tepla je v trubkách.

V teplovodech máte standardně 90/70°C (v přívodní větvi 90, ve zpátečce 70°C). Takže kapacita teplovodu je tak akorát na polovinu objemu teplovodu*20 K. A i když moderní teplovody mají poměrně dobrou tepelnou izolaci, stejně, honit tam dokola vodu 90°C jsou jen ztráty navíc oproti 90/70. To by bylo opravdu jen nouzové řešení.

Využitelnost elektrokotlů na přebytky FVE jsou jen za podmínky ceny elektřiny blízké nule, nebo záporné a jen na ohřev TV. Tedy omezená. Ani ty elektrokotle a velké akumulační nádoby s dobrou tepelnou izolací a také místo pro ně není zadarmo.

Navíc, když nebudou provozní podpory FVE (k tomu to spěje i v Německu), nebudou takové a tak často přebytky a záporné ceny. Potom ta výhodnost až taková nebude.

No soustava 90/70 je rozvod v domech. Rozvod po městě musí být vyšší, obvykle 120/90.

Akumulace v potrubí je, ale spíše u soustav Mělník Praha, nebo Temelín Budějice, kdy jde o desítky hodin. Po městě to oběhne za nižší hodiny.

V našem městě máme 4 větší kotelny na sídlištích se svými rozvody CZT a všechny mají předizolované teplovody 90/70°C. Ve třech jde topná voda 90°C přes domovní předávací stanici (DPS) přímo do topných okruhů, v jednom sídlišti přes je i pro topení v DPS výměník.

Tak jak to píšete vy je to možná ve větších městech s jednou velkou teplárnou, kde jsou pro jednotlivá sídliště předávací stanice s výměníkem ze 120 na 90°C na místě našich kotelen.