Očekávaná dlouhodobá rovnováha mezi nabídkou a poptávkou elektřiny ... - OTE, a.s. · 2018....

Očekávaná dlouhodobá rovnováha mezi

nabídkou a poptávkou elektřiny a plynu

Výhled do roku 2050 – výsledky řešení z roku 2015 prezentace hlavních výsledků

Zpracováno ve spolupráci s EGÚ Brno, a. s.

Úvod

Obsah

Varianty

rozvoje

energetiky

Elektroenergetika

Plynárenství

Úvod

Diskuse

Závěry

a doporučení

Operátor trhu (OTE, a. s.) vytváří dlouhodobé výhledy zabezpečení rovnováhy

mezi nabídkou a poptávkou elektřiny a plynu v souladu s energetickým zákonem

roční řešení reaguje na hlavní téma (aktuální problémy, aktuální trendy)

sada nejdůležitějších otázek ale dlouhodobě neměnná:

1. Jaká bude poptávka po všech formách energie?

2. Jaká bude dostupnost zdrojů primární energie?

3. Jak zajistit spolehlivý import potřebných zdrojů primární energie?

4. Jak zajistit optimální spolehlivost chodu energetických soustav?

5. Jak zajistit co nejnižší emise škodlivin a skleníkových plynů?

6. Jak zajistit co nejnižší, nebo přinejmenším přijatelné ceny pro odběratele?

Úvod

3

rozvoj energetiky koncipuje EU – směrnice, nařízení, akční plány, knihy

rozvoj české energetiky detailněji rozpracovává Státní energetická koncepce

účastníci trhu a subjekty české energetiky disponují vlastními strategickými

dokumenty

studie Dlouhodobé rovnováhy pod gescí OTE, a. s.:

1. dále rozpracovává návrhy EU a především SEK až na úroveň technických

řešení a provozu

2. integruje vize EU, koncepce české decizní sféry a nám známé dílčí plány

jednotlivých subjektů

3. analyzuje možné směry vývoje elektroenergetiky, teplárenství a plynárenství

a upozorňuje na souvislosti a rizika budoucnosti české energetiky

studii zpracovává pod gescí OTE společnost EGÚ Brno od roku 2002 pro

elektroenergetiku; od roku 2010 pak i pro plynárenství

Úvod – zasazení studie do kontextu

4

Dlouhodobá rovnováha mezi nabídkou a poptávkou elektřiny a plynu

zahrnuje komplexní popis očekávané situace v ES ČR v širokém rozsahu

časové perspektivy od podrobného rozboru stavu soustavy v nejbližším roce až

po rámcové strategické výhledy v horizontu přes 30 let

řešeno je spektrum oblastí: energetika jako celek – bez zkratek:

1. Predikce ekonomiky, demografie a poptávky po elektřině a plynu

2. Primární energetické zdroje

3. Ekonomika provozu, investice a trh

4. Environmentální otázky provozu energetiky

5. Provoz elektroenergetické a plynárenské soustavy

6. Elektrické a plynárenské sítě

7. Zasazení do středoevropského prostoru a vazby na politiky ČR a EU

EGÚ Brno, a. s. │ Sekce Provoz a rozvoj elektrizační soustavy 5

Úvod – zaměření studie

Úvod

Obsah

Varianty

rozvoje

energetiky

Elektroenergetika

Plynárenství Diskuse

Závěry

a doporučení

Varianty

rozvoje

energetiky

nestabilní prostředí – mnoho stupňů volnosti → Variantní řešení

řešíme pořád jeden stejný problém – jak zajistit fungování energetiky?

při řešení jsou zohledňovány diskuse a hlavní trendy

variantnosti rozvoje energetiky ČR: reagují na aktuální témata v daném roce

Varianty rozvoje energetiky

7

Elektroenergetika Plynárenství

2013 cenová úroveň povolenek na emise CO2

2014 míra zajištěnosti domácí

primární energií

míra růstu spotřeby

zemního plynu

2015 míra emisí skleníkových plynů

2016 míra rozvoje decentrálních zdrojů výroby elektřiny a tepla

(ještě není stanoveno)

Varianty rozvoje – vztah dvou oblastí

8

P

l

y

n

á

r

e

n

s

t

v

í

E

l

e

k

t

r

o

e

n

e

r

g

e

t

i

k

a

problém je řešen jako Case Study pro energetiku:

CO SE STANE, KDYŽ… DŮSLEDKY/PŘEDPOKLADY VARIANTA

Hlavní kritéria diferenciace variant rozvoje:

1. míra emisí oxidu uhličitého 2. míra aplikace úsporných opatření

… nedojde k výstavbě žádných nových zdrojů v ES ČR?

v jistém okamžiku nastane nedostatek výrobních kapacit

Nulová

… vývoj bude probíhat v souladu se SEK 2015?

diverzifikovaný rozvoj využití zdrojů primární energie

prolomení jen na lomu Bílina

Koncepční

… bude i nadále výrazně využíváno fosilních zdrojů primární energie?

vysoké využití domácího uhlí a vyšší využití fosilních zdrojů primární energie obecně

prolomení i na limu ČSA

Fosilní

… budou splněny cíle Roadmap 2050 v oblasti emisí oxidu uhličitého?

vysoké úspory ve spotřebě energií

téměř bez využití fosilních zdrojů v roce 2050

Nízkouhlíková

Varianty rozvoje energetiky

9

lomu

Úvod

Obsah

Varianty

rozvoje

energetiky

Elektroenergetika


Závěry

a doporučení Elektroenergetika

45

50

55

60

65

70

75

80

85

90

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

(TW

h)

Koncepční TNS Fosilní TNS Nízkouhlíková TNS historie

Elektroenergetika – poptávka po elektřině

Predikce tuzemské netto spotřeby (bez elektromobility)

11

+ 17 TWh

45

50

55

60

65

70

75

80

85

90

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

(TW

h)

Koncepční TNS Koncepční TNS+elektromobilyFosilní TNS Fosilní TNS+elektromobilyNízkouhlíková TNS Nízkouhlíková TNS+elektromobilyhistorie

45

50

55

60

65

70

75

80

85

90

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

(TW

h)

Koncepční TNS Koncepční TNS+elektromobilyFosilní TNS Fosilní TNS+elektromobilyNízkouhlíková TNS Nízkouhlíková TNS+elektromobilyhistorie

zejména vliv přechodu

k DZT a elektromobility

Koncepční varianta

0

20

40

60

80

100

120

140

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

(TW

h)

bez úspor a snižování EEN s úsporami a snižováním EENpřechod k DZT elektromobilyhistorie

0

20

40

60

80

100

120

140

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

(TW

h)


0

20

40

60

80

100

120

140

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

(TW

h)

bez úspor a snižování EEN s úsporami a snižováním EENs přechodem k DZT s elektromobilyhistorie

0

20

40

60

80

100

120

140

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

(TW

h)


+ 69 TWh

+ 16 TWh + 0,3 TWh + 4,6 TWh

mezi roky 2014 a 2050: 882 TWh nespotřebované energie

12


Predikce tuzemské netto spotřeby s elektromobily – rozklad vlivů

0

20

40

60

80

100

120

140

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

(TW

h)

TNS+ELM = 80 TWh

13


0

20

40

60

80

100

120

140

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

(TW

h)


Nízkouhlíková varianta

0

20

40

60

80

100

120

140

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

(TW

h)


0

20

40

60

80

100

120

140

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

(TW

h)


0

20

40

60

80

100

120

140

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

(TW

h)


0

20

40

60

80

100

120

140

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

(TW

h)


+ 70 TWh

+ 11 TWh + 5 TWh + 9 TWh

TNS+ELM = 84 TWh

mezi roky 2014 a 2050: 996 TWh nespotřebované energie

Predikce tuzemské netto spotřeby s elektromobily – rozklad vlivů

-8

-6

-4

-2

0

2

4

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

2038

2040

2042

2044

2046

2048

2050

pře

byte

k p

ohoto

vého v

ýkonu

(G

W)

JEDU do 2025–2027 JEDU do 2035–2037 JEDU do 2045–2047

Elektroenergetika – zdrojová základna

14

z analýzy spolehlivosti a výkonové dostatečnosti vyplývá potřeba nového výkonu

přebytky (+) a nedostatky (-) pohotového výkonu pro tři termíny odstavování stávajících

jaderných bloků v Elektrárně Dukovany, pro variantu Nulovou:

2030 2026 rok počátku nedostatku:

Nulová varianta

- 40

- 20

0

20

40

60

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

2038

2040

2042

2044

2046

2048

2050

sald

o z

dro

jové z

ákla

dny (

TW

h)

Saldo teoretické Saldo reálně použité


15

na analýzy spolehlivosti navazují výpočty chodu soustavy zdrojů a aplikují se i další omezení

(možnost realizovat potřebné saldo, disponibilit hnědého uhlí etc.)

pro Nulovou variantu a pozdější dva termíny odstavování JEDU je při aplikace všech dalších

omezení soustava provozovatelná do:

2028 rok počátku nedostatku:

Nulová varianta

2 8943 827

1 333

1 849

7 050 4 650

7 050

3 8794 689

3 664

1 205 1 205

1 205

1 140 1 140

5 660

5 900 5 900

18 000

4 762 4 717 8 118

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

KONCEPČNÍ FOSILNÍ NÍZKOUHLÍKOVÁ

ostatní FVE VTE vodní plynové jaderné černouhelné hnědouhelné

8 347

1 600

4 290

1 956

1 100300

2 075

2 133

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

SOUČASNOST

ostatní FVE VTE vodní plynové jaderné černouhelné hnědouhelné


16

Zdrojová základny – instalovaný výkon dle zdroje primární energie (%, MW)

2025 2050 2015

6 271 6 271 5 513

1 049 1 0491 049

4 290 4 2904 290

2 227 2 3291 986

1 130 1 1301 130

540 540820

3 400 3 400 3 450

2 475 2 475 2 582

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%


ostatní (včetně denní akumulace) FVE VTE vodní plynové jaderné černouhelné hnědouhelné

6 271 6 271 5 513

1 049 1 0491 049

4 290 4 2904 290

2 227 2 3291 986

1 130 1 1301 130

540 540820

3 400 3 400 3 450

2 475 2 475 2 582

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%


ostatní (včetně denní akumulace) FVE VTE vodní plynové jaderné černouhelné hnědouhelné

Nulová Koncepční Fosilní Nízkouhlíková

odpojování

fotovoltaických zdrojůdo 5 % výroby do 5 % výroby do 5 % výroby do 5 % výroby

nové způsoby záporné

regulace výkonužádné elektroteplo elektroteplo

vysoké využití

elektrotepla

instalovaný výkon denní

akumulace (2050)0 MW 1 449 MW 1 449 MW 3 658 MW

uplatnění denní

akumulace v SRžádné 10 % 10 % 20 %

instalovaný výkon

sezónní akumulace

(2050)

0 MW 0 MW 0 MW 3 500 MW

využití jaderných

elektráren (2050)90 % 92 % 98 % 85 %

provozovatelnost

zdrojové základny

vyhovuje

do roku 2028dobrá do roku 2050

velmi dobrá

do roku 2050

podmíněně

dobrá do roku 2050


17

provoz soustavy je podmíněn dalšími opatřeními a to zejména pro variantu Nízkouhlíkovou

shrnutí důležitých provozních charakteristik a potřebných opatření:

0

200

400

600

800

1 000

2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

prim

árn

í energ

ie (

PJ)

tuzemská paliva obnovitelné zdroje jaderné palivo dovozová paliva

K F N K F N K F N K F N K F N K F N K F N

18

varianty výrazně liší v celkové spotřebě i struktuře PEZ

srovnání variant dle spotřeby primární energie na výrobu elektřiny a na provoz KVET:

Elektroenergetika – zdroje primární energie

+1 %

- 4 %

- 14 %

19

varianty se liší i ve výrobě elektřiny

výroba elektřiny dle druhu primárního zdroje:

Elektroenergetika – zdroje primární energie

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

bru

tto v

ýro

ba (

TW

h)

tuzemská paliva obnovitelné zdroje jaderné palivo dovozová paliva

K F N K F N K F N K F N K F N K F N K F NK F N K F N

+7 % +5 %

+11 %

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

2037

2038

2039

2040

2041

2042

2043

2044

2045

2046

2047

2048

2049

2050

(PJ)

těžba v limitech dostupné při prolomení na Bílině dostupné při prolomení na ČSA

spotřeba ve variantě Koncepční spotřeba ve variantě Fosilní spotřeba ve variantě Nízkouhlíkové

20

HU: stále nejvýznamnější PEZ elektroenergetiky a teplárenství ČR (dle Koncepční

varianty bude až do roku 2025)

tři analyzované trendy: varianty koncipovány rak, aby využily dostupné zásoby uhlí (včetně

provozu KVET)

snižování dostupnosti HU – změny v PEZ tepláren: nejčastěji přechod k ZP a biomase

dostupnost a využití HU dle variant:

Elektroenergetika – využití hnědého uhlí

- 68 %

- 46 %

- 100 %

21

teplárenství je řešeno společně s ostatními zdroji

ve všech variantách je řešena změna ve struktuře výroby tepla

nejvýraznější trend je odklon od HU

v Nízkouhlíkové variantě je zavedeno vytápění Prahy, Českých Budějovic a Brna

z jaderných elektráren

dodávky z KVET v CZT dle primárních zdrojů v roce 2050:

Elektroenergetika – teplárenství

0

20

40

60

80

100

120

140

160

2016 K F N

(PJ)

hnědé uhlí černé uhlí zemní plyn biomasa ostatní paliva jaderná energie

32 % 37 % 51 %

22 %

22

všechny varianty splňují požadavky Směrnice Evropského parlamentu a Rady

2010/75/EU ze dne 24. listopadu 2010 o průmyslových emisích (integrované

prevenci a omezování znečištění)

varianta Nízkouhlíková pak splňuje požadavky dokumentu Roadmap 2050:

snižuje emise CO2 na úrovni 7 % roku 1990

dle všech variant očekáváno snižování všech základních druhů emisí

škodlivin a CO2:

1. v počátečním období do roku 2025 nejsou výrazné rozdíly v produkci

emisí mezi variantami – obdobná skladba výrobní základny pro skupinu

klasických tepelných zdrojů

2. od roku 2025 jsou varianty diferencovány z důvodu rozdílného zdrojového

mixu

3. 2050: emise CO2 tak i SO2 pro variantu Nízkouhlíkovou prakticky

eliminovány

Elektroenergetika – environmentální aspekty

0

30

60

90

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

2038

2040

2042

2044

2046

2048

2050

SO

2(t

isíc

etu

n)

Koncepční Fosilní Nízkouhlíková

Elektroenergetika – environmentální aspekty

23

očekávaný vývoj emisí CO2 a SO2

SO2

- 71 %

- 58 %

- 95 %

- 26 %

- 93 %

- 49 %

0

10

20

30

40

50

60

70

2016 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

(mil.

tun C

O2)

Koncepční Fosilní Nízkouhlíková cíl emisí 2050 alokace EU ETS (třetí období)

CO2

návrh rozvoje sítí PS a DS: reakce na specifické požadavky jednotlivých

variant

navržený rozvoj PS: dán dlouhodobými rozvojovými plány jejího provozovatele

všechny varianty jsou navrženy tak, aby byl zajištěn bezpečný provoz dle všech

technických charakteristik (zkratové výkony, kritérium N-1)

rozdíly v koncepci rozvoje způsobují zejména:

1. rozdílná úloha decentrálních zdrojů: Nízkouhlíková varianta má velmi

výrazně více decentrální výroby

2. rozdíly v provozu či vyvedení výkony velkých elektráren: rozdíly v instalaci

nových bloků a délky provozu stávajících

3. rozdíly z pohledu spotřeby: především jde o variantně pojatý rozvoj

elektromobility, která bude navyšovat maxima výkonu

Elektroenergetika – elektrické sítě

24

DENL

BE

FR

PT

ES

CHAT

PL

IT

SK

HU

RO

RS

BG

LT

LV

EE

RU

BY

UA

TR

SE

NO

GBIE

GB

MA

Statnett

SVK

Eesti Energia

Latvenergo

LietuvosEnergia

RAO UES

Belenegro

Ukrenergo

Transelectrica

NEKMK

AL

GR

BA

SI

PSE

SEPS

MAVIR

JP EMSISO BiH

HTSO

MEPSO

HEP

APGRTE

TENNET

ELIA

REE

REN

SONIESBNG

DK

ELTRA

National Grid

SSESPTransmission

RU

CZČEPS

UA_WLU

CEGEDEL

ELES HR

XK

DZ TN

západ

východ

400 kV330 kV

750 kV

220 kVpodmořský kabelHVDC

ČEPSoperátor (TSO)

Projekty společného zájmu dle TYNDP 2014

Mezistátní propojení PS

TERNA

ETRANS

TenneTAmprion

EnBW

50Hertz

MEEPCG

10/2015


25

Rozvoj síťové infrastruktury v Evropě – projekty společného zájmu


26

Rozvoj sítě ČEPS ve střednědobém horizontu do roku 2025

DASNÝ

SOKOLNICEOTROKOVICE

TÁBOR

PROSENICE

KOČÍN

PŘEŠTICE

MÍROVKA

CHRÁST

MALEŠICE

EPRU 2

VERNÉŘOV VÝŠKOV

ŘEPORYJE

CHODOV

ČECHY STŘED

ETI 2

SLAVĚTICE

OPOČÍNEKTÝNEC

NEZNÁŠOV

PRAHA SEVER

CHOTĚJOVICE

BABYLON

MĚLNÍK

BEZDĚČÍN

HORNÍ ŽIVOTICE

NOŠOVICE

ALBRECHTICE

DĚTMAROVICE

KLETNÉ

EDS

PVR

EPRU 1ETU 2 EPOC

TE

ETE 1,2

431

414

VÍTKOV

VÍTKOV

831

473

EDA EDU

LDS

LÍSKOVEC

KRASÍKOV

2024

2025

2020

2017

2019

2022

2025

2016

2021PPC

ELE

VPCH2017

2020

2018

2021

2019

458

2016

2017

2017

připravované nové vedení 400 kV

ČEBÍN

2023 předpokládaný termín uvedení do provozu zrušené vedení 220 kV

2024

2024

2022

SEVER2022

2017

EORK

2023

MILÍN

PPC 2020

211

Projekty společného

zájmu

Nová TR 400 kV

Přechod

na 400 kV

Posílení pro

připojení nových

zdrojů do PS

PST

4x 850 MVA

Zvýšení

spolehlivosti

Nová TR 400 kV

Délky vedení PS

Transformace PS / DS 110 kV


27

vedení 400 kV 3619 km 4018 km 4151 km

vedení 220 kV 1942 km 1500 km 0 km

celková délka vedení PS 5561 km 5518 km 4151 km

vedení PS 2025 20502015

transformátory 400/110 kV 15780 MVA 20250 MVA 24850 MVA

transformátory 220/110 kV 4200 MVA 3200 MVA 0 MVA

celkový výkon tr. PS/110 kV 19980 MVA 23450 MVA 24850 MVA

transformace PS/110 kV 2015 2025 2050


28

0

1

2

3

4

5

6

7

8

jarní stav zimní stav

Pře

tok p

o tra

nsfo

rmaci P

S -

DS

110 k

V

(GW

)

0

1

2

3

4

5

6

7

8


Pře

tok p

o tra

nsfo

rmaci P

S -

DS

110 k

V

(GW

)

0

1

2

3

4

5

6

7

8


Pře

tok p

o tra

nsfo

rmaci P

S -

DS

110 k

V

(GW

)

Koncepční Fosilní Nízkouhlíková Nízkouhlíková

144 %

103 %

141 %

99 % 126 %

31 %

problémy s nárůstem kapacitního charakteru soustavy (kabely, odlehčování)

mění se charakter transformace PS-DS – mění se toky objem přenesené energie

odlehčení vedení neznamená podstatné snížení maximálních toků výkonu

nízkouhlíkový rozvoj přinese největší změny – největší přesun výroby na nn a vn –

největší odlehčení vedení PS – největší problémy s napětím a jalovým výkonem

toky výkonu přes transformaci PS/110 kV v roce 2050 (GW, % roku 2015):

-80-60-40-20

020406080

So

ko

lnic

e

Čeb

ín

Otr

oko

vic

e

Sla

věti

ce

Dasn

ý

Ko

čín

Lís

ko

vec

Pro

sen

ice

Alb

rech

tice

No

šo

vic

e

Ho

rní Ž

ivo

tice

Dětm

aro

vic

e

Kle

tné

Op

očín

ek

Kra

sík

ov

Mír

ovka

Nezn

ášo

v

Bezd

ěčín

Ch

otě

jovic

e

Výško

v

Bab

ylo

n

Vern

éřo

v

Pře

šti

ce

Vít

ko

v

Ch

rást

Čech

y s

třed

Milín

Řep

ory

je

Týn

ec

Male

šic

e

Ch

od

ov

Pra

ha s

ever

P/S

n(%

)

tok činného výkonu transformací - jaro tok činného výkonu transformací - zima

v energetice aktuálně TŘI HLAVNÍ NOVÉ TRENDY VÝVOJE:

1. DŮRAZ NA ENVIRONMENTÁLNÍ ROZMĚR: cílem řešení je nalézt Bezpečnostně-

Technicko-Ekonomicko-Environmentální optimum; varianty rozvoje diferencovaně kladou

důraz na jedno ze čtveřice kritérií optima

2. DŮRAZ NA DECENTRALIZACI A LOKÁLNÍ SOBĚSTAČNOST: budoucí energetika

bude v řádově větší míře využívat lokální výrobu elektřiny na nejnižší distribuční úrovni;

varianty analyzují situaci dle tří scénářů rozvoje decentrální výroby

3. DŮRAZ NA VYUŽITÍ INFORMAČNÍCH A KOMUNIKAČNÍCH TECHNOLOGIÍ: zejména

vyšší uplatnění intermitentních a lokálních zdrojů si vyžádá zapojení ICT i na nejnižší

distribuční úrovni; varianty předpokládají výrazné zapojení denní akumulace, která bude

částečně zajištěna prostředky řízení spotřeby

všechny navržené varianty předpokládají ve výchozím stavu zachování

stávajícího modelu řízení a provozu ES ČR; tento model se bude vyvíjet

v reakci na potřeby ES a dostupnost nových technologií v energetice

pro energetiku nejrelevantnější jsou tyto:

1. inteligentní měření, 2. lokální výroba, 3. Smart Grids a 4. elektromobilita

Elektroenergetika – nové technologie

29

0 %

10 %

20 %

30 %

40 %

50 %

60 %

70 %

80 %

90 %

100 %

velké zdroje

MVE do nn

FVE do nn

MKO

0 %

10 %

20 %

30 %

40 %

50 %

60 %

70 %

80 %

90 %

100 %

velké zdroje

MVE do nn

FVE do nn

MKO

Podíl nn zdrojů: 1,7 % 19 % 21 % 41 % 0,6 % 6 % 7 % 17 %

za lokální je považován zdroj zapojený do sítí nn

všechny navržené varianty předpokládají vyšší zapojení zdrojů do sítí nízkého napětí

ve variantě Koncepční bude většina lokální výroby v OZE ve formě FVE

Elektroenergetika – lokální energetika v ES ČR

30 2015 2050 2015 2050

K F N dnes dnes

Instalované výkony Výroba elektřiny

0 %

10 %

20 %

30 %

40 %

50 %

60 %

70 %

80 %

90 %

100 %

2015 2050

ostatní zdroje

MVE na nn

FVE na nn

MKO na nn

ES

ČR

ES

ČR

K F N

0

10

20

30

40

50

60

70

podíl n

a T

BS

v r

oce 2

040 (

%)

Koncepční (DDR) Fosilní (DDR) Nízkouhlíková (DDR)

Optimalizovaný (SEK) Plynový (SEK) Zelený (SEK)

Konvenční (SEK) Dekarbonizační (SEK)

Jaderná energie OZE Zemní plyn Uhlí

46–58 %

18–25 %

5–15 %

11–21 %

Koridory SEK 2015

Elektroenergetika – srovnání se SEK

31

Výroba elektřiny dle primárních zdrojů – rok 2040

0

10

20

30

40

50

60


podíl inte

rmitentn

ích z

dro

jů (

%)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90


nett

o s

potř

eba e

lektř

iny (

TW

h)

Srovnání variant rozvoje ES ČR

32

Spotřeba elektřiny – Tuzemská netto spotřeba – rok 2050

Podíl intermitentních zdrojů ve výrobní základně ES ČR – rok 2050

do roku 2050 všechny varianty počítají s nárůstem tuzemské netto

spotřeby, a to v mezích 18 až 24 TWh

všechny varianty zahrnují výrazné úspory – snižování

elektroenergetické náročnosti výrobní sféry i vlivem poklesu měrné

spotřeby v domácnostech

Nízkouhlíková varianta: největší úspory, ale také výrazný

přechod od CZT k DZT (formou přímého užití elektřiny na vytápění

nebo spotřebou pro tepelná čerpadla); velmi výrazný rozvoj

elektromobility

intermitentní zdroje: především FVE a VTE

Nízkouhlíková varianta: instalovaný výkon FVE 18 GW

a VTE 6 GW, což bude 59 % celkového instalovaného výkonu

provoz intermitentních zdrojů si u Nízkouhlíkové varianty vyžádá

7 700 MW nového výkonu v akumulaci, a to jak na úrovni denní

akumulace, tak ve formě sezónní akumulace, např. technologie P2G

+18 TWh +24 TWh

rok 2014

+16 p. b.

+49 p.b.

rok 2014

0

3

6

9

12

15

18


dovozní

závis

lost

ČR

(%

prim

árn

í energ

ie)

-20

-15

-10

-5

0

5


sald

o E

S (

TW

h)


33

Saldo ES ČR (kladná hodnota je dovoz) – rok 2050

Závislost na dovozu primární energie elektroenergetiky a teplárenství ČR – rok 2050

ES ČR dlouhodobě exportní soustavou; spoléhat se v budoucnu

na dovoz elektřiny není možné vzhledem ke spíše deficitnímu

charakteru okolních soustav

Koncepční a Fosilní varianta zůstanou exportní, výjimkou bude

u Koncepční varianty období okolo roku 2035, u Fosilní okolo roku

2030, kdy bilance bude přechodně neutrální

ES ČR v Nízkouhlíkové variantě bude na konci období mírně

závislá na dovozu elektřiny ze zahraničí

závislost elektroenergetiky a teplárenství na dovozových

primárních zdrojích (zemní plyn, topné oleje) se prohloubí

vlivem útlumu spotřeby uhlí stoupne dovozní závislost ČR

z dnešních 5 % až na 16 % u Fosilní varianty

Nízkouhlíková varianta má nejnižší nárůst závislosti: maximálně

využívá domácích, především obnovitelných zdrojů

+13 TWh +17 TWh

rok 2014

+11 p.b.

+1,3 p.b.

rok 2014

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0


investice (

bil.

Kč)

-1,5

-1,0

-0,5

0,0

0,5

1,0


výkonová p

řim

ěře

nost

(GW

)


34

Investice do ES ČR (kumulovaně mezi roky 2014 a 2050)

Výkonová přiměřenost ES ČR dle metodiky ENTSO-E – rok 2050

Koncepční a Fosilní: investice z velké části na rekonstrukce již

existujících prvků ES ČR

Nízkouhlíková: bude třeba vynaložit značné finanční prostředky na

akumulační zařízení a na realizaci automatických systémů řízení

vzhledem k rozvoji decentralizované a intermitentní výroby

průměrné výrobní náklady (v cenách 2013):

Koncepční 111 EUR/MWh

Fosilní 113 EUR/MWh

Nízkouhlíková 187 EUR/MWh

dojde-li k vyřazení bloků JE Dukovany v rozmezích let 2025

až 2027, hrozí již v této době riziko výkonové nedostatečnosti

až 1 GW instalovaného výkonu v sezónním maximu zatížení

Nízkouhlíková varianta principiálně založená na výrobě

z OZE výkonovou dostatečnost výrazně zhoršuje

nedostatky výkonové bilance může přechodně kompenzovat

přiměřený import elektřiny, z dlouhodobého pohledu je však takové

řešení nepřijatelné

-0,93 GW

-2,07 GW

rok 2014

1,9 bil.

2,8 bil.

0

10

20

30

40

50

60


em

ise C

O2

(megatu

ny)

0

20

40

60

80

100

120

140


výro

ba t

epla

(P

J)

společnávýroba elektřinya tepla

samostatnávýroba CZT

přechod k DZT


35

Struktura výroby dodávkového tepla v ČR – rok 2050

Emise CO2 ES ČR – rok 2050

dojde k decentralizaci výroby tepla (nejvýrazněji v Nízkouhlíkové

variantě)

energetika bude více využívat malých kogeneračních výroben

(elektrické výkony řádu jednotek kW) typu mikrokogenerace a malé

kogenerace

vedle přechodu na jiné palivo než hnědé uhlí se

u Nízkouhlíkové varianty počítá s využitím tepla z jaderných

elektráren pro České Budějovice, Prahu (ETE) a Brno (EDU).

ve všech rozvojových variantách dochází k velmi výraznému

poklesu emisí CO2 v důsledku odklonu od uhelné energetiky

snížení emisí je dále způsobeno nutností výrazného zlepšení

emisních parametrů zdrojů dle směrnice 2010/75/EU

nejméně výrazné snížení je patrné u varianty Fosilní, která počítá

s prolomením limitů na dvou lokalitách a s nejvyšším využitím

uhelných zdrojů.

-14 mtun

rok 2014

-48 mtun

Vybrané výsledky analýz pro horizont roku 2050 – elektroenergetika

1. dlouhodobě je očekáváno přibližování ČR ekonomické a společenské úrovni

EU a s tím související růst spotřeby elektřiny

2. poptávka po elektřině naroste mezi roky 2015 a 2050 o přibližně 25 %, při

započtení vlivu elektromobility pak o 33 %

3. nízkoemisní energetika pravděpodobně přinese vyšší růst poptávky po

elektřiny než návrh dle SEK

4. prosazení cílů na snižování emisí oxidu uhličitého dle dokumentu

Roadmap2050 způsobí nárůst poptávky o dalších 6 p.b.

5. přebytková bilance elektroenergetiky by bez další investiční aktivity skončila

v roce 2028

6. ani extrémní nárůst výroby z OZE (Nízkouhlíková varianta) nezajistí výraznější

podíl OZE na dodávce elektřiny, která nepřekročí 40 %

Shrnutí

36

Vybrané výsledky analýz pro horizont roku 2050 – elektroenergetika

7. jaderná energetika je pro široké spektrum okolností velmi vhodný

a prakticky nenahraditelný bezemisní zdroj elektrické energie

8. výrazný nárůst OZE bude vyžadovat výrazný nárůst akumulace elektřiny a to

rovněž ve formě akumulace sezónní

9. zajištění rovnováhy bude vyžadovat demand-side management a akumulaci

na lokální úrovni

10. splnění cílů nízkoemisní až bezemisní energetiky mezi roky 2015 a 2050 bude

pro sektor elektroenergetiky a teplárenství investičně náročnější přibližně

o 50 %

11. výrobní náklady elektřiny by v roce 2050 v důsledku toho byly vyšší

o přibližně 70 %

Shrnutí

37

Úvod

Obsah

Varianty

rozvoje

energetiky

Elektroenergetika


Závěry

a doporučení

Plynárenství

39

predikce založeny na analýzách a predikcích vývoje:

1. uplatnění plynu v nových oblastech:

a) výroba elektřiny: monovýroba, KVET i MKO

b) náhrada hnědého uhlí: energetické uhlí a tříděné

c) využití CNG: v prostředí uplatnění dalších alternativních způsobů (elektromobilita)

2. demografie: počet obyvatel, počet domácností

3. ekonomika: růst HPH, podíl jednotlivých sektorů na ekonomického produkci

4. plynoenergetická náročnost: určeno především vývojem přidané hodnoty

5. aplikace úsporných opatření ve výrobní sféře

6. rozvoj spotřeby v domácnostech: počet odběrných míst

7. aplikace úspor v domácnostech

Plynárenství – poptávka po plynu

0

5

10

15

20

25

2010 2020 2030 2040 2050

(TW

h)


0

5

10

15

20

25

2010 2020 2030 2040 2050

(TW

h)



Predikce spotřeby plynu na monovýrobu elektřiny, KVET a MKO

40

+ 319 % + 132 %

výroba elektřiny výroba tepla


Predikce spotřeby plynu na náhradu tříděného HU

41

6,8 TWh

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

(TW

h)


0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

(TW

h)


90

100

110

120

130

140

150

160

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

(%)

rok b

áze

= 1

00

%

Koncepční Fosilní Nízkouhlíková historie

+ 47 %


Predikce spotřeby plynu ve výrobní sféře (rok 2014 = 100 %)

42

60

70

80

90

100

110

120

130

140

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

(%)

rok b

áze

= 1

00

%



Predikce spotřeby plynu ve sféře domácností (rok 2014 = 100 %)

43

- 12 %

0

20

40

60

80

100

120

140

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

(TW

h)

Ostatní Monovýroba elektřiny KVET a MKO Náhrada HU CNG


44

Vliv vybraných kategorií na vývoj spotřeby plynu – kumulovaně

Koncepční

54 %

24 %

1 %

5 %

15 %

86 %

12 %

1 %

1 %

0 %

0

20

40

60

80

100

120

140

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

(TW

h)



45


Fosilní

54 %

28 %

1 %

6 %

15 %

86 %

12 %

1 %

1 %

0 %

0

20

40

60

80

100

120

140

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

(TW

h)


Nízkouhlíková


46


86 %

12 %

1 %

1 %

0 %

69 %

12 %

4 %

6 %

9 %

80

90

100

110

120

130

140

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

(%)

rok b

áze =

100 %



+ 28 %

Predikce celkové spotřeby plynu

47

+ 33 %

+ 5 %

48

Česká republika pokrývá 98 % své spotřeby plynu dovozem ze zahraničí; plyn zajišťován

především dlouhodobými kontrakty s Ruskem, část objemu pochází z burzovních obchodů.

Pro zajištění dodávek plynu ještě donedávna převládala role infrastruktury ve směru

východ – západ.

Po zprovoznění plynovodu

Nord Stream a navazujících

tras OPAL a Gazela však

Česká republika výrazně

diverzifikovala možnosti

dodávek a mohla by být

zásobena prakticky jen

z tohoto nového směru,

což poprvé částečně ověřila

krize na Ukrajině během

přelomu zimy 2013 a jara

2014. Reverzní chod české

plynárenské soustavy je

možný od konce roku 2011.

Plynárenství – zdroje dodávek pro ČR

2

1,9

1,5

4,5

0,2

0,8

0,1

0,6

VELKÁ

BRITÁNIENIZOZEMSKO

ITÁLIE

UKRAJINA

EGYPTLIBYE

ALŽÍRSKO

STŘEDNÍ VÝCHOD

80

RUSKO

33

LNG

LNG

LNG

Prověřené zásoby v bil. m3

NORSKO

ČR

LNG

DE

CZ

PL

SK

ATHU

ITSI HR

BA

ME

AL

GR

MK

BG

RS

XK

RO

MD

RU

BY

UA

KZ

UZ

TM

IR

AZ

GE

SY IQ

AM

TR

South Stream

TAP

TANAP TCP

IAP

CY

LB

Turkish Stream

Tesla

Stream

Eastring

49

Plynárenství – zdroje dodávek pro ČR

50

Plynárenství – potrubní infrastruktura

HPS

Waidhaus

HPS BrandovHPS Hora sv. Kateřiny

KSKouřim

KS Veselí nad Lužnicí

KS Kralice

HPS Lanžhot

HPSMokrý Háj

HPSCieszyn

hraniční předávací stanice (HPS)kompresní stanice (KS)

tranzitní soustava vnitrostátní přepravní soustava

napojení zásobníků k přepravní soustavě

KS

Břeclav

RU Libhošť

rozdělovací uzel

nové prvky v přepravní soustavě - příprava, úvaha

RU Mutěnice

RU Malešovice

RU Rozvadov

RU Hospozín

Plynovod

Záboří – Oberkappel

- příprava

Plynovod Baumgarten - Břeclav

- příprava

Připojení zásobníku plynu Dolní

Bojanovice na plynárenskou

soustavu ČR - příprava

Plynovod Moravia

- příprava

HPS Hať - další napojení na polskou

plynárenskou síť – příprava

Polsko

Německo

Rakousko

Slovensko

RU

Gazela

Předpokládaný rozvoj plynárenské soustavy na úrovni přepravy

7

4

7

1

60/27

Kapacita HPS ČR

celkem (2015)

120 mld. m3/rok

Záměry na rozšíření

HPS ČR celkem až o

18 mld. m3/rok

51

Plynárenství – zásobníky plynu

Aktuální stav a záměry na realizaci nových kapacit

Dnes: 2,95 mld. m3 Navýšení až : 1,65 mld. m3

900

525

177

500530

64

180

75

25

448

200 200 200

576

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

DolníDunajovice

Tvrdonice Lobodice Štramberk Třanovice Háje Uhřice Uhřice Jih Dambořice DolníRožínka

OkrouhláRadouň

Břeclav DolníBojanovice

(mil.

m3)

stávající zásobníky rozšiřování stávajících zásobníků

zásobníky ve výstavbě plánovaná výstavba nových zásobníků

nepravděpodobné projekty zásobníky pro zahraničí, příprava napojení do ČR

LAMAGAS&OIL

skupina MND

RWE Gas Storage

Česká plynárenská

SPP Storage

900

525

177

500530

64

180

75

25

448

200 200 200

576

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

DolníDunajovice

Tvrdonice Lobodice Štramberk Třanovice Háje Uhřice Uhřice Jih Dambořice DolníRožínka

OkrouhláRadouň

Břeclav DolníBojanovice

(mil.

m3)

stávající zásobníky rozšiřování stávajících zásobníků

zásobníky ve výstavbě plánovaná výstavba nových zásobníků

nepravděpodobné projekty zásobníky pro zahraničí, příprava napojení do ČR

LAMAGAS&OIL

skupina MND

RWE Gas Storage

Česká plynárenská

SPP Storage

52


Současný stav a rozvoj zásobníků plynu a jejich napojení

HPS

Waidhaus

HPS BrandovHPS Hora sv. Kateřiny

KSKouřim

KS Veselí nad Lužnicí

KS Kralice

HPS Lanžhot

HPS Mokrý Háj

HPS Cieszyn

Třanovice

ŠtramberkLobodice

Uhřice

DolníBojanovice

Tvrdonice

DolníDunajovice

Háje

Uhřice Jih

hraniční předávací stanice (HPS)

kompresní stanice (KS)

tranzitní soustava

vnitrostátní přepravní soustava

napojení zásobníků k přepravní soustavě

Okrouhlá Radouň

Dolní Rožínka

Dambořice

Břeclav

KS Břeclav

stávající zásobníky: 3 517 mil. m3

výstavba: 483 mil. m3

příprava, záměry: 600 mil. m3

stávající zásobníky

stávající zásobníky s plánovaným rozšířením

zásobníky ve výstavbě, příprava, záměr

stávající zásobníky nepřipojené v rámci ČR

ložiskové zásobníky

kavernové zásobníky

aquiferové zásobníky

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

(TW

h)


53


Využívaná kapacita zásobníků plynu dle variant

+ 15 TWh

+ 2,7 TWh

napojení Dolních

Bojanovic

Dolní Rožínka

Břeclav

útlum využívané kapacity

po roce 2036 Dambořice

54

Předpoklady analýzy

bilance plynárenské soustavy vytvořena v návaznosti na analýzy provozu a možností

rozvoje uvedeného v předchozích kapitolách

bilance provedeny pro varianty, volené tak, aby pokrývaly široké spektrum možných cest

vývoje plynárenství, a to zejména z pohledu rozvoje poptávky po plynu

bilance provozu plynárenské soustavy byly analyzovány pro čtyři provozní stavy:

1. Běžný provoz: normální teplota, dovoz i provoz zásobníků

2. Běžný provoz s podnormální teplotou: vysoce podnormální teplota v lednu a únoru

3. Omezení dovozu: normální teplota, snížení dovozu na 25 % obvyklé hodnoty

4. Omezení dovozu s podnormální teplotou: vysoce podnormální teplota a snížení

dovozu na 25 % obvyklé hodnoty

Plynárenství – provoz soustavy

55

Běžný provoz soustavy – 2050


srovnání krajních variant

z pohledu spotřeby plynu

ze srovnání je vidět podstatný

rozdíl ve vývoji spotřeby

zemního plynu i nutnost

výrazného navyšování využití

zásobníků i dovozu plynu ze

zahraničí

varianty se liší spotřebou plynu,

a to zejména v segmentu

monovýroby elektřiny a KVET

v běžném provozu nedojde v

žádné z variant k poklesu stavu

zásobníků pod 11 TWh

maximální denní spotřeby plynu

na úrovni celé soustavy včetně

CNG se pohybují v rozmezí

hodnot 460 GWh (Nízkouhlíková)

a 580 GWh (Fosilní)

varianta Nízkouhlíková

varianta Fosilní

0

10

20

30

40

50

60

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

čerpání ze zásobníků vtláčení do zásobníků

plnění nových zásobníkových kapacit CSP+CNG

ostatní spotřeba výrobní sféry a domácností spotřeba monovýroby elektřiny, KVET a MKO

dovoz ČR stav zásobníků plynu (pravá osa)

množstv

í ply

nu v

zásobníc

ích (

TW

h)

denní hodnoty

(G

Wh)

0

10

20

30

40

50

60

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12





množstv

í ply

nu v

zásobníc

ích (

TW

h)

denní hodnoty

(G

Wh)

56

Provoz se snížením dovozu a s podnormální teplotou (snížení dovozu nastane 15. ledna)


0

10

20

30

40

50

60

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12





množstv

í ply

nu v

zásobníc

ích (

TW

h)

denní hodnoty

(G

Wh)

0

10

20

30

40

50

60

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12





množstv

í ply

nu v

zásobníc

ích (

TW

h)

denní hodnoty

(G

Wh)

srovnání krajních variant

z pohledu počtu dnů, po které

může za takových okolností

soustava dále fungovat na konci

sledovaného horizontu

u obou krajních variant by došlo

k nutnosti omezit spotřebu

vlivem nedostatečného výkonu

čerpání zásobníků

ve všech variantách je soustava

schopna přinejmenším dvou

týdnů provozu (18 ve variantě

Nízkouhlíkové) bez nutnosti

omezení spotřeby

nutnost omezení spotřeby 23. února

nutnost omezení spotřeby 2. února

varianta Nízkouhlíková

varianta Fosilní

0

20

40

60

80

100

120

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

(dnů)

Koncepční normál Koncepční -12 °C Fosilní normál

Fosilní -12 °C Nízkouhlíková normál Nízkouhlíková -12 °C

57

Shrnutí výsledků analýz

graf uvádí: počet dnů bez omezení spotřeby při snížení dovozu o 75 % dne 15. ledna


69 dnů

37 dnů

normální

teploty

- 12 °C

rok Koncepční Fosilní Nízkouhlíková

2015 36 36 36

2016 41 41 41

2017 41 41 41

2018 48 48 48

2019 47 47 48

2020 48 48 47

2021 47 47 47

2022 44 44 45

2023 45 45 44

2024 44 44 44

2025 44 43 44

2030 40 40 42

2035 37 37 40

2040 35 35 36

2045 36 36 34

2050 35 36 35

58

Shrnutí výsledků analýz

tabulka uvádí: Poměr kapacity zásobníků k celkové roční spotřebě plynu (%)


zachování současné úrovně

0

4

8

12

16

20

24


roční sp

otř

eb

a p

lynu (

TW

h)

0

20

40

60

80

100

120

140


roční sp

otř

eb

a p

lynu (

TW

h)

Srovnání variant rozvoje plynárenství

59

Celková spotřeba plynu v ČR – rok 2050

Spotřeba CNG – rok 2050

Rozvoj CSP bude dán dominantně využitím plynu pro výrobu

elektřiny a tepla a využitím ve specifických oblastech

(CNG, MKO, náhrada tříděného uhlí).

Využití zemního plynu, zejména pro výrobu elektřiny, bude

velmi výrazně záviset na budoucnosti politik k ochraně

klimatu a ovzduší.

CSP s uvažováním spotřeby CNG setrvale poroste.

U Nízkouhlíkové varianty se odklon od plynu v

elektroenergetice a teplárenství projeví poklesem spotřeby

od roku 2037, Koncepční varianta očekává stagnaci CSP

s CNG od roku 2038.

Rozvoj CNG je očekáván u osobních vozidel, autobusů a

malých nákladní vozidel; nejvýraznější podíl je očekáván u

autobusů.

Nejvýraznější spotřeba však bude realizována v segmentu

osobních vozidel do 3,5 t.

Růst spotřeby bude výrazně záviset na politice státu a

podpoře v podobě daňových úlev či zvýhodnění

stav

roku

2014

+ 46 TWh

+ 13 TWh

stav

roku

2014

+ 19 TWh

+ 8,9 TWh

0

10

20

30

40

50


insta

lovaná k

ap

acita (

TW

h)


60

Investice do plynárenství ČR (kumulovaně mezi roky 2013 a 2050)

Kapacita zásobníků plynu – rok 2050

I pro Nízkouhlíkovou variantu, která předpokládá nejméně

intenzivní rozvoj plynárenské infrastruktury, bude v horizontu

roku 2050 zapotřebí kumulovaných investic v běžných

cenách v odhadované přibližné výši 426 mld. Kč.

Významný podíl na výši odhadovaných investic budou tvořit

i náklady na udržování a rozvoj plynárenské distribuční

soustavy.

Nízkouhlíková varianta počítá ke konci řešeného období

s poklesem kapacity o 8 TWh, což souvisí s poklesem

využívání plynu v této variantě na konci řešeného období.

Prostřednictvím zásobníků plynu bude pokrytí bezpečnostního

standardu dodávek navýšeno ze současných 20 % až na 30 %,

k čemuž bude kapacita zásobníků dostačovat.

Při pokračování status-quo v ukrajinsko-ruských vztazích

může uskladňovací úloha zásobníků dále výrazně růst.

0

100

200

300

400

500

600


od

had

ované

inve

stice

(m

ld. K

č, b

ěžné

ce

ny)

426 mld. Kč

503 mld. Kč

stav

roku

2014

+ 15 TWh

+ 2,8 TWh


61

Celková délka přepravní soustavy – rok 2050

Kapacita mezistátního napojení ČR – rok 2050

V závislosti na vyšším zajištění bezpečnosti dodávek bude

v rámci vnitrostátní potrubní sítě potřeba posílit některé trasy.

Vnitrostátní plynovod Moravia o délce 210 km má za úkol

nejen vyřešit komplikace se zásobováním střední a severní

Moravy a Slezska plynem, ale navíc umožní napojení ČR na

polský plynovodní systém.

Aby byly zajištěny dodávky zemního plynu do výroben

spalujících plyn, kterých by ve variantě Fosilní mělo být

realizováno více, bude třeba vybudovat nová potrubní vedení

i k těmto výrobnám elektřiny.

Vzhledem k rozvoji spotřeby plynu bude pro případy jejího

vyššího nárůstu vhodné navýšit kapacitu mezistátního napojení

české plynárenské soustavy na soustavy sousedních států.

K zajištění vyšší bezpečnosti a operativnosti evropské

plynovodní sítě bude potřeba nových propojení mezi

soustavami, a to především ve směru sever–jih.

S vzrůstem počtu mezistátních propojení mezi soustavami

bude pravděpodobně možné lépe diverzifikovat zdroje plynu.

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5


dé

lka p

řep

ravní so

usta

vy (

tis. km

)

stav

roku

2014

+ 419 km + 229 km

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5


kap

acita p

řeshra

nič

níh

o p

rop

oje

ní (T

Wh/d

en)

+ 0,44 TWh/den + 0,14 TWh/den

stav

roku

2014

Vybrané výsledky analýz pro horizont roku 2050 – plynárenství

1. poptávka po zemním plynu bude výrazně určena jeho uplatněním v nových

oblastech: zejména jde o náhradu energetického, ale i tříděného hnědého uhlí,

CNG a při monovýrobě elektřiny

2. dle okolností může dojít k nárůstu poptávky v rozmezí 5 až 35 %

3. při prosazení cílů na snižování emisí oxidu uhličitého dle dokumentu

Roadmap2050 by došlo k dočasnému nárůstu poptávky a od roku 2035 pak

dramatickému poklesu prakticky až na dnešní úroveň (otázkou je rentabilita

provozu zařízení na 20 až 25 let)

4. rozvoj poptávky musí být podpořen rozvojem zásobníkové kapacity:

doporučuje se zachovat hodnotu poměru kapacity zásobníků k roční spotřebě na

současné úrovni okolo 35 %

Shrnutí

62

Vybrané výsledky analýz pro horizont roku 2050 – plynárenství

5. zásobníková kapacita by měla činit z pohledu dneška optimálních 35 %

roční spotřeby zemního plynu: umožňuje přibližně dva měsíce provozu při

snížení dovozu o 75 % v polovině ledna.

6. pro zajištění bezpečného chodu soustavy je doporučeno realizovat

přinejmenším plynovod Moravia a sledovat a vývoji spotřeby přizpůsobovat

další rozhodování o posilování potrubní infrastruktury.

6. bezemisní energetika bude pro plynárenství menší příležitostí a bude méně

investičně náročná: o přibližně 10 % ve srovnání s Koncepční variantou

Shrnutí

63

Úvod

Obsah

Varianty

rozvoje

energetiky

Elektroenergetika


Závěry

a doporučení

Závěry

a doporučení

Koncepční varianta dále rozpracovala vývoj navržený v SEK

platná SEK dle výsledků analýz:

– je vyváženým a pragmaticky zvoleným rozvojovým směrem

– proporcionalitou návrhu eliminuje rizika změny trendu

– lze ji technicky realizovat za ekonomicky výhodných podmínek

65

Závěry a doporučení

Doporučení pro celkové směřování energetiky ČR

na úrovni EU prosazovat transparentní energetickou a environmentální

politiku, která bude:

a) sledovat cíl redukce energetické závislosti Evropy

b) redukci emisí skleníkových plynů bude prosazovat pouze formou politiky povolenek

a úspor

c) nebude snižovat potenciál ekonomického růstu

d) bude respektovat regionální a přírodní podmínky

pro naplnění cílů Státní energetické koncepce z roku 2015 doporučeno:

a) prosadit realizaci velkých zdrojů elektřiny s nízkými emisemi či bez emisí CO2

b) podporovat energeticky a ekonomicky efektivní úspory ve všech oblastech

energetiky

pro vykazování úspor a vývoje poptávky po energiích:

a) sledovat indukovanou poptávku

b) sledovat poptávku přesunutou do zahraničí

c) sledovat neměřenou výrobu

66


Hlavní rizika pro elektroenergetiku

1. prudké navýšení spotřeby v nových segmentech (elektromobilita): bilanční

problémy i problémy s provozem ES

2. pokračování v trendu deformací trhu s elektřinou: růst nákladů na energetiku,

který může být integrován do položek státního rozpočtu ČR; růst cen elektřiny

3. odkládání rozhodnutí o jaderném programu: předurčuje budoucí mix tak, že

bude více závislý na rychle realizovatelných zdrojích, tedy dojde k prudkému

navýšení podílu výroby z plynu

4. ponechání nynějšího tarifního systému / odkládání rozhodnutí o novém

designu trhu: velmi negativní dopady do plateb většiny populace; destabilizace

distribuce a ohrožení NAP SG

67


Doporučení pro elektroenergetiku

dlouhodobě očekáván nárůst podílu elektřiny v energetické bilanci

výsledky a potenciál opatření a nových oblastí poptávky je nutno pravidelně

analyzovat (elektromobily, klimatizace, tepelná čerpadla pro vytápění)

zachovat soběstačnost české elektroenergetiky ve výrobě elektřiny

a poskytování záloh a regulačních výkonů, a to především s ohledem na velmi

nejistý vývoj v EU

pokračovat v jaderném programu tak, jak navrhuje Státní energetická koncepce.

Využití jaderné energie navyšuje energetickou soběstačnost a je cestou

k nízkoemisní energetice.

zajistit pouze částečný přechod k decentrální energetice, a to především za

využití obnovitelných zdrojů.

míra decentrální výroby dána: tržní princip – bezpečnost dodávek –

provozovatelnost soustavy

68


Hlavní rizika pro plynárenství

1. rychlé navyšování poptávky: související především s možnou realizací výroby

elektřiny a tepla z plynu ve velkých jednotkách

2. nerentabilita provozu zásobníků plynu: snížení provozovatelnosti

a bezpečnosti plynárenské soustavy

3. nerealizace důležitých potrubních tras: jde zejména o severojižní propojení

4. malá diverzifikace zdrojů pro ČR – nezapojení ČR do evropských

potrubních projektů: snížení energetické bezpečnosti ČR

69


Doporučení pro plynárenství

pravidelně analyzovat možnosti vývoje poptávky po plynu, především

v dosud nerozvinutých a nových oblastech a vyhodnocovat potenciál úspor

prosazovat integraci ČR do projektů plynovodních tras a tím diverzifikovat

zdroje i přepravní trasy plynu (přístup k polskému LNG a napojení na rakouskou

infrastrukturu)

aktivně přistupovat k integraci trhů s plynem v okolních státech a sledovat

situaci v oblasti regulatorních změn (v zájmu bezpečnosti a konkurenceschopnosti

dodávek) nenavyšovat neúměrně využití plynových zdrojů při výrobě

elektřiny a tepla. Vyvážený kompromis využití zemního plynu v těchto oblastech

nabízí platná Státní energetická koncepce

sledovat situaci v uskladňování plynu a zajistit využívání zásobníků plynu

v ČR a jejich rozvoj adekvátní předpokládané spotřebě – v případě špatné

rentability provozu zásobníků je pak doporučeno najít způsob, jak jejich provoz

zajistit na nekomerční bázi

70


Úvod

Obsah

Varianty

rozvoje

energetiky

Elektroenergetika


Závěry

a doporučení

Diskuse

Zpracováno ve spolupráci s EGÚ Brno, a. s.

Při řešení bylo využito výsledků sběru dat od provozovatelů energetických zařízení, uzavřeného v září 2015

http://www.ote-cr.cz/statistika/dlouhodoba-rovnovaha

Date post:	07-Oct-2020
Category:	Documents
Upload:	others
View:	1 times
Download:	0 times

Očekávaná dlouhodobá rovnováha mezi nabídkou a poptávkou elektřiny ... - OTE, a.s. · 2018....

Documents