Post on 07-Oct-2020
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
Plynárenství Diskuse
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)
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)
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)
bez úspor a snižování EEN s úsporami a snižováním EENs přechodem k DZT s elektromobilyhistorie
+ 69 TWh
+ 16 TWh + 0,3 TWh + 4,6 TWh
mezi roky 2014 a 2050: 882 TWh nespotřebované energie
12
Elektroenergetika – poptávka po elektřině
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
Elektroenergetika – poptávka po elektřině
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
Nízkouhlíková 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)
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)
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)
bez úspor a snižování EEN s úsporami a snižováním EENs přechodem k DZT s elektromobilyhistorie
+ 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
Elektroenergetika – zdrojová základna
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
Elektroenergetika – zdrojová základna
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%
KONCEPČNÍ FOSILNÍ NÍZKOUHLÍKOVÁ
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%
KONCEPČNÍ FOSILNÍ NÍZKOUHLÍKOVÁ
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
Elektroenergetika – zdrojová základna
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
Elektroenergetika – elektrické sítě
25
Rozvoj síťové infrastruktury v Evropě – projekty společného zájmu
Elektroenergetika – elektrické sítě
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
Elektroenergetika – elektrické sítě
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
Elektroenergetika – elektrické sítě
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
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
jarní stav zimní stav
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
Koncepční Fosilní Nízkouhlíková
podíl inte
rmitentn
ích z
dro
jů (
%)
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
Koncepční Fosilní Nízkouhlíková
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
Koncepční Fosilní Nízkouhlíková
dovozní
závis
lost
ČR
(%
prim
árn
í energ
ie)
-20
-15
-10
-5
0
5
Koncepční Fosilní Nízkouhlíková
sald
o E
S (
TW
h)
Srovnání variant rozvoje ES ČR
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
Koncepční Fosilní Nízkouhlíková
investice (
bil.
Kč)
-1,5
-1,0
-0,5
0,0
0,5
1,0
Koncepční Fosilní Nízkouhlíková
výkonová p
řim
ěře
nost
(GW
)
Srovnání variant rozvoje ES ČR
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
Koncepční Fosilní Nízkouhlíková
em
ise C
O2
(megatu
ny)
0
20
40
60
80
100
120
140
Koncepční Fosilní Nízkouhlíková
výro
ba t
epla
(P
J)
společnávýroba elektřinya tepla
samostatnávýroba CZT
přechod k DZT
Srovnání variant rozvoje ES ČR
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
Plynárenství Diskuse
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)
Koncepční Fosilní Nízkouhlíková
0
5
10
15
20
25
2010 2020 2030 2040 2050
(TW
h)
Koncepční Fosilní Nízkouhlíková
Plynárenství – poptávka po plynu
Predikce spotřeby plynu na monovýrobu elektřiny, KVET a MKO
40
+ 319 % + 132 %
výroba elektřiny výroba tepla
Plynárenství – poptávka po plynu
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)
Koncepční Fosilní Nízkouhlíková
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
(TW
h)
Koncepční Fosilní Nízkouhlíková
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 %
Plynárenství – poptávka po plynu
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
%
Koncepční Fosilní Nízkouhlíková historie
Plynárenství – poptávka po plynu
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
Plynárenství – poptávka po plynu
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)
Ostatní Monovýroba elektřiny KVET a MKO Náhrada HU CNG
Plynárenství – poptávka po plynu
45
Vliv vybraných kategorií na vývoj spotřeby plynu – kumulovaně
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)
Ostatní Monovýroba elektřiny KVET a MKO Náhrada HU CNG
Nízkouhlíková
Plynárenství – poptávka po plynu
46
Vliv vybraných kategorií na vývoj spotřeby plynu – kumulovaně
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 %
Koncepční Fosilní Nízkouhlíková historie
Plynárenství – poptávka po plynu
+ 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
Plynárenství – zásobníky plynu
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)
Koncepční Fosilní Nízkouhlíková
53
Plynárenství – zásobníky plynu
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
Plynárenství – provoz soustavy
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
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)
56
Provoz se snížením dovozu a s podnormální teplotou (snížení dovozu nastane 15. ledna)
Plynárenství – provoz soustavy
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
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)
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
Plynárenství – provoz soustavy
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 (%)
Plynárenství – provoz soustavy
zachování současné úrovně
0
4
8
12
16
20
24
Koncepční Fosilní Nízkouhlíková
roční sp
otř
eb
a p
lynu (
TW
h)
0
20
40
60
80
100
120
140
Koncepční Fosilní Nízkouhlíková
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
Koncepční Fosilní Nízkouhlíková
insta
lovaná k
ap
acita (
TW
h)
Srovnání variant rozvoje plynárenství
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
Koncepční Fosilní Nízkouhlíková
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
Srovnání variant rozvoje plynárenství
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
Koncepční Fosilní Nízkouhlíková
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
Koncepční Fosilní Nízkouhlíková
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
Plynárenství Diskuse
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
Závěry a doporučení
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
Závěry a doporučení
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
Závěry a doporučení
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
Závěry a doporučení
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
Závěry a doporučení
Úvod
Obsah
Varianty
rozvoje
energetiky
Elektroenergetika
Plynárenství Diskuse
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