Poznámky k historii výroby elektřiny
v českých zemích sestavil Ing. Jan Bouška SPVEZ, z.s.

2. Období od roku 1950 do 1980

Po znárodnění energetického průmyslu v letech 1949/1950 dochází k rušení malých vodních elektráren, neboť velké energetické státní podniky o MVE neměly zájem. Jak již bylo uvedeno, do tehdejšího ústředního ředitelství ČEZ bylo v převzato 152 větších malých vodních elektráren s instalovaným výkonem cca 84 MW. Další malé MVE zůstaly v držení JZD, místních národních výborů a znárodněných průmyslových podniků. Většina z nich postupně dosloužila nebo byla zrušena. Jen mezi roky 1967 až 1979 bylo vyřazeno z provozu 25 MVE o výkonu 7,6 MW.

V té době byla zcela potlačena nová výstavba MVE s instalovaným výkonem do 200 kW. Tehdejší generel rozvoje hydroenergetiky výstavbu MVE o těchto výkonech označil za neúčelnou a všeobecně nehospodárnou. Tento názor tehdejších vedoucích pracovníků energetiky nám dnes zní značně povědomě.

Avšak ani v padesátých létech se nepodařilo zastavit výstavbu MVE s výkony nad 200 kW.

V období 1950 až 1962 došlo k největšímu rozmachu výstavby velkých vodních elektráren, především s velkými akumulačními nádržemi.

Jednalo se zejména o Vltavskou kaskádu, kde k dříve vybudovaným elektrárnám Vrané a Štěchovice I byly dobudovány rozhodující velké přehrady a elektrárny. Pro úplnost do následujícího přehledu zahrneme i tyto elektrárny.

Celkem tedy do roku 1961 elektrárny na Vltavské kaskádě měly instalovaný elektrický výkon téměř 750 MW (vč. přečerpávací elektrárny Štěchovice II).

Vltavská kaskáda samozřejmě je u nás výjimečná z hlediska průtoků, spádů i akumulované vody. Např. průtok Q_30d se pohybuje od 178 m³/s (Orlík) do 240 m³/s (Vrané). Při tom i při minimálních průtocích (při Q_300d) má zůstatkový průtok ve Vltavě v profilu Vrané zaručit odtok ve výši 40 m³/s. Spád mezi VD Orlík a VD Vrané je v maximu 163,6 m (průměrně 142,5 m). Z hlediska zásobního prostoru je největší VD Orlík (374,4 mil.m³) a VD Slapy (200,5 mil.m³). V období od roku 1950 až do cca 1960 bylo ve stavbě průměrně sedm až devět vodních elektráren. Vodní elektrárny byly pak postupně plynule uváděny do provozu.

Souběžně až do let kolem roku 1970 probíhala i výstavba významnějších malých vodních elektráren.

Z větších elektráren charakteru MVE vybudovaných v této době lze uvést:

Pozn.: Všechny údaje v tabulce jsou uváděny k termínům uvedení elektráren do provozu.

V období po roce 1970 začalo být jasné, že vodní energie nemůže být v další perspektivě zdrojem pro pokrytí energetických potřeb státu. V zásadě šlo o to, že spotřeba elektrické energie překročila technicky využitelný potenciál našich toků.

Do té doby vybudované vodní elektrárny využily snáze dostupný hydroenergetický potenciál. Zbývající nevyužitý potenciál se nacházel většinou v lokalitách charakteru malých MVE s nižšími spády a průtoky a většinou výkonově v oblasti do 1,0 MW, což vedlo i k vyšší investiční náročnosti. To samozřejmě pro státní velkou energetiku nebylo zajímavé.

Po roce 1970 se začala orientovat výstavba na velké přečerpávací vodní elektrárny (Dalešice 450 MW, ve výstavbě byla elektrárna Dlouhé Stráně), opomenuta zůstala výstavba malých vodních elektráren.

Negativní vliv na rozvoj MVE měla skutečnost, že byly stavěny do protikladu k velkým tepelným elektrárnám. Byly porovnávány nižší investiční náklady tepelných zdrojů, ale bez zahrnutí nákladů na výstavbu dolů, na dopravní síť, pracovníky, skládkování popílku atd. Tyto názory však se znovu objevují i v současné době.

Problematika ekologie nebyla dosud zvýrazněna, fosilní elektrárny měly dostatek relativně levného paliva (zejména hnědého energetického uhlí) a spotřeba elektrické energie rychle rostla v důsledku naší tehdejší politicky motivované orientaci na energeticky náročný těžký průmysl.

Jiná paliva (zemní plyn, ropa) použitelná pro výrobu elektřiny byla dostupná pouze dovozem z cizích států, především z tehdejšího Sovětského svazu. Jejich využívání v elektrárnách bylo ekonomicky nevýhodné a stále přetrvávala snaha o energetickou soběstačnost státu.

To samozřejmě v navazujícím období vedlo k rozvoji velkých tepelných (uhelných) elektráren jako rozhodujícího energetického zdroje. V prvé části našeho pojednání o historii výroby elektřiny v českých zemích (bulletin č.1/2012) bylo již uvedeno, že jednotkové výkony tepelných elektráren v období do roku 1950 se pohybovaly na úrovni do 30 MW.

Po roce 1950 se český energetický průmysl orientoval na výstavbu tepelných elektráren s bloky o výkonu 50 MW. V roce 1954 byl uveden do provozu první blok o výkonu 50 MW v elektrárně Třebovice a postupně byly vybaveny bloky 50 až 55 MW tehdy budované uhelné (kondenzační) elektrárny (Hodonín původně 200 MW, Poříčí 165 MW, Tisová I 183,8 MW, Mělník I 330 MW, Opatovice 330 MW). Po roce 1960 dalším technologickým krokem byl přechod na bloky o výkonu 110 a 200 MW (Tisová II 112 MW, Prunéřov I 440 MW, Ledvice 330 MW, Mělník II 220 MW, Počerady 1000 MW. I tento výkonový skok byl českým energetickým průmyslem zvládnut. Tyto bloky pak sloužily jak pro výstavbu tuzemských elektráren, tak i pro vývoz do zahraničí. Po roce 1980 byl pak vybudován prvý blok o jednotkovém výkonu 500 MW (Mělník III).

Již v počátcích byla výroba elektřiny spjata s dodávkami tepla, nejdříve pro průmyslové podniky. V zásadě šlo o využití výhod kombinované výroby elektřiny a tepla, které spočívá v možnosti využít teplo pro zásobování průmyslových podniků a bytové výstavby, které by jinak v kondenzační elektrárně bylo odváděno do okolí v chladících věžích (úspora cca 20 %).

Po roce 1950 došlo k rozvoji teplárenství na bázi centrálních zdrojů často spalujících naše uhlí. Do roku 1980 byly prakticky všechna větší města zásobovaná aspoň zčásti z centrálních zdrojů tepla.

Z technického hlediska byl stav centralizovaného zásobování teplem charakterizován uhelnými teplárnami s protitlakými a odběrovými turbinami o el. výkonech 6,0 až 66,0 MW. Dále některé starší kondenzační elektrárny s bloky 32 MW, 55 MW a 100 MW, byly postupně rekonstruovány na teplárny. Tento směr se v té době stal základem koncepce rozvoje teplárenství.

Vznikla řada soustav centralizovaného zásobování teplem (CZT) zásobujících celé aglomerace (Opatovice, Hradec Králové, Pardubice, Komořany, Most, Litvínov, Chomutov, Ostrava atd.).

Centrální zdroje tepla zásobovaly nejen průmysl, ale zejména novou bytovou výstavbu ve městech (sídliště). Celkem bylo evidováno 67 lokalit zásobovaných teplem ze soustav CZT.

Po roce 1950 byla dokončována elektrifikace obcí na území České republiky. Stojí za zaznamenání, že poslední elektrifikovanou obcí v ČR byla obec Hrčava (okres Frýdek-Místek) v roce 1955.

Samozřejmě rozvoj elektroenergetiky byl spjat s výstavbou elektrických rozvodných sítí a rozvoden.

Po propojení izolovaně pracujících elektrizačních soustav v padesátých létech minulého století byly rozšiřovány sítě s napětím 110 kV.

Byla zahájena výstavba nadřazené přenosové soustavy vč. rozvoden nejdříve s napětím 220 kV a následně s páteřní sítí o napětí 400 kV.

Vzhledem k lokalizaci největších tepelných elektráren na severozápadě našeho území a potřebě zajistit dodávky elektrické energie na východní část republiky (Slovensko) byly hlavní páteřní linky vedeny ze západu na východ.

Trasy vedení 400 kV (vícenásobných i jednoduchých) dosáhly délky 2979 km. Transformace 400/220, 400/110 a 220/110 kV byla již zajišťována 68 transformovnami s transformačním výkonem cca 18 830 MVA.

Zároveň došlo k propojení našich přenosových elektrovodních sítí se sousedními státy (Rakousko-Bisamberk 220 kV, Dürhrohr 400 kV, Německo-Etzenricht,Röhrsdorf 400 kV, Polsko-Dobrozen, Wielopole 400 kV, Kopanina,Bulakow 220 kV, Slovensko-Stupava, Križovany, Varín 400 kV, Senica, P.Bystrica 220 kV). Nadřazenou přenosovou síť dnes řídí ČEPS a. s.

3. Hydroenergetika od roku 1980 do 2013

V období po roce 1980 se již nové velké vodní elektrárny nebudovaly. Tehdejší státní orgány se orientovaly na výstavbu velkých přečerpávacích vodních elektráren (PVE). Pozn.: První přečerpávací elektrárnou v ČR je PVE Černé Jezero z roku 1930 s instalovaným elektrickým výkonem 1,5 MW.

V letech 1978-1980 byla do plného provozu byla uvedena přečerpávací elektrárna Dalešice o instalovaném elektrickém výkonu 450 MW. Vodní dílo Dalešice (střední tok řeky Jihlavy) bylo vybudováno v souvislosti s výstavbou blízké Jaderné elektrárny Dukovany. Součástí vodního díla je nádrž v Dalešicích s objemem 127 mil. m³, vyrovnávací nádrž Mohelno, přečerpávací elektrárna Dalešice a průtočná malá vodní elektrárna Mohelno. Nádrž je vytvořena sypanou hrází o výšce 100 m. V přečerpávací vodní elektrárně jsou instalována 4 soustrojí s reverzními Francisovými turbínami pro spád 90 m. Elektrárna svou výrobou elektřiny ve špičkách a odběrem energie v době jejího přebytku, má svým výkonem a rychlostí najetí 60 sekund na plný výkon nezastupitelnou úlohu při regulaci výkonu celostátního energetického systému i jako okamžitá poruchová rezerva.

PVE Dlouhé Stráně o instalovaném elektrickém výkonu 650 MW (2x325 MW) byla vybudována v letech 1978 až 1996. V roce 1985 došlo k modernizaci projektu. Do provozu byla elektrárna uvedena v roce 1996. Leží na Moravě, v katastru obce Loučná nad Desnou, v okrese Šumperk. Elektrárna má největší reverzní vodní turbínu v Evropě - 325 MW a největší spád v České republice - 510,7 m. Elektrárna je řešena jako podzemní dílo. Obě soustrojí jsou umístěna v podzemí, v kaverně o rozměrech 87,5 x 25,5 x 50 m.

V letech 1992-1996 proběhla výstavba nové, moderní PVE Štěchovice II náhradou za zastaralou PVE z roku 1947. Nová PVE využívá původní horní nádrž na Homoli (spád 220 m, obsah 500 tis. m³) a z velké části i ocelové přivaděče (Ø potrubí 1,7-2,0 m, délka 590 m). Původní dvě soustrojí o výkonu 21 MW byla nahrazena jedním, s reverzní Francisovou turbínou z ČKD Blansko s oběžným kolem o průměru 2,2 m, s hltností 24 m³/s a s generátorem o el. výkonu 45 MW. Soustrojí je umístěno v zhruba 45 m hluboké podzemní strojovně.

Pozn.: Akumulační vodní elektrárna Štěchovice I (22,5 MW) byla vybudována jako součást vltavské kaskády v letech 1943-1944.

Přehledně:

Nutno poznamenat, že výroba elektřina v PVE se nezapočítává do výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů energie. Energeticky jde o ztrátovou výrobu vzhledem ke ztrátě přečerpáváním ve výši cca 25 %.

Mezi roky 1980 až 1990 byla prakticky utlumena až na výjimky i výstavba MVE. Avšak počátkem osmdesátých let však došlo k určitému uvolnění výstavby pouze nejmenších MVE do roční výroby max. 200 tis.kWh/r vč. osvobození od daně z příjmů obyvatelstva na 10 let. To odpovídalo pouze MVE do výkonu cca 35 kW.

V důsledku politických změn po roce 1990 došlo k úplnému uvolnění soukromého podnikání i v oblasti malých vodních elektráren. Byla zrušeno omezení výroby elektřiny hranicí 200 000 kWh/rok a soukromí podnikatelé mohli obnovovat a budovat MVE bez administrativních omezení, týkajících se instalovaného výkonu nebo o výše roční výroby elektřiny. Došlo k postupné privatizaci části MVE dosud spravovaných státními organizacemi (ČEZ, rozvodné distribuční podniky) a k postupné obnově zrušených MVE. Dále se začaly soukromými podnikatelskými subjekty budovat i nové MVE ve vhodných lokalitách.

Zásadním impulzem k dalšímu rozvoji MVE po změně politického uspořádání v našem státě v roce 1989 byla nová energetická legislativa (energetický zákon č. 458/2000 Sb.) a návazně i zákon o vodách (vodní zákon č. 254/2001 Sb.). Následoval zákon o podpoře výroby energie z obnovitelných zdrojů (zákon č. 180/2005 Sb.) a doprovodná prováděcí legislativa vč. provozní podpory (výkupní ceny elektřiny z OZE).

Z větších elektráren charakteru MVE (nad 1,0 MW) vybudovaných (případně rekonstruovaných) v období 1980 až 2010 lze uvést:

V těchto letech se tedy zvýšil instalovaný elektrický výkon malých vodních elektráren nad 1,0 MW (vč. rekonstruovaných) o cca 41,0 MW a pod 1,0 MW o cca 62,0 MW. V roce 2011 instalovaný elektrický výkon všech MVE již dosáhl téměř 300 MW.

Po ukončení privatizace MVE v letech po roce 1990 začala éra obnovy starých elektráren (často u zrušených mlýnů) a výstavba nových zdrojů na vhodných lokalitách. Významnou roli sehrála i investiční podpora nových i rekonstruovaných elektráren (dotační programy MPO zajišťované býv. Českou energetickou agenturou a nyní Operační programy využívající strukturální fondy EU) a samozřejmě i provozní podpora formou výkupních cen elektřiny (Cenová rozhodnutí ERÚ).

K roku 2013 dosáhl instalovaný výkon všech MVE (do 10 MW) 330,2 MW a počet výroben činil cca 1467 elektráren. Lze však konstatovat, že se rozvíjel především segment MVE ve výkonovém rozmezí do 1,0 MWe.

Všech vodních elektráren (vč. velkých nad 10 MW_inst.) bylo celkem 1478 s instalovaným výkonem 1083,0 MW (bez PVE).

Do roku 2013 bylo v ČR provozováno:

V roce 2013 tuzemská spotřeba elektřiny (brutto) byla 70 177 356,0 MWh/r (podíl VE tedy byl 3,90 %, v tom MVE 1,76 %). Instalovaný elektrický výkon všech zdrojů v ČR byl 21 079,0 MW (podíl VE tedy byl 5,14 %, v tom MVE 1,57 %).

Za poznámku stojí, že využití instalovaného výkonu MVE se pohybuje podle lokality a vodného roku mezi 3000 h/r až více než 4000 h/r. Využití instalovaného výkonu všech zdrojů v ČR vč. velkých klasických fosilních elektráren bylo 3329,2 h/r (70,18 TWhr/21,08 GWe). Z toho lze dovodit, že MVE jsou spíše stabilizujícím prvkem naší elektrizační soustavy a zlepšují napěťové poměry v sítích vč. snižování jejich ztrát (jsou často v koncových bodech sítí).

MVE jsou převážně budovány jako jezové (příjezdové) nebo derivační. V ČR dnes pracuje více než 10 větších výrobců vodních turbin pro MVE (většinou typu Kaplan, často v přímoproudém provedení, Bánki, pouze při větších spádech i Pelton). Začínají se objevovat i projekty na levné šnekové turbiny.

Energetická účinnost nových vodních turbin již dosahuje v optimu cca 90 %. Elektrárny jsou běžně jsou vybaveny řídícím systémem s dostatečně kapacitním procesorem zajišťujícím optimalizaci a bezobslužný provoz pouze s občasným dohledem.

Bohužel další rozvoj MVE bude opět v dalším období utlumen nebo i znemožněn. To plyne ze současně zaváděných zcela omezení i pro MVE (administrativní překážky, výkupní ceny, dotační tituly) s odkazem na mimořádný nárůst výkonu fotovoltaických elektráren, s čímž malá hydroenergetika nemá ani vzdáleně nic společného. Příčiny potlačování rozvoje MVE jsou zcela jiné.

Stále zůstává nedořešena otázka tzv. Strategické koncepce rozvoje malých vodních elektráren s.p. Povodí, která blokuje od srpna 2008 nová vodoprávní řízení až na výjimky. V této věci se Svaz několikrát obrátil dopisy na ministry zemědělství, naposled v červenci 2012 bez úspěchu.

Dalším závažným problémem je připojování nových MVE k elektrovodné síti. I přes předběžný souhlas příslušných distribučních energetických společností s připojením elektrárny se v konečné fázi přípravy či již realizace stavby investor často setká se striktním odmítnutím s odvoláním na vyčerpanou kapacitu zařízení distribuční soustavy vzhledem k časovému odstupu od původního předběžného souhlasu (při tom jde o výrobní zdroj, který příslušnou kapacitu distribučního uzlu sítě spíše odlehčuje a snižuje ztráty sítí). Pak vynaložené náklady investora jsou ztraceny vč. příslibu úvěrového bankovního krytí. Navíc samozřejmě je zmařena možnost využít hydroenergetický potenciál v dané lokalitě.

Samozřejmě tím zdaleka problémy investora s povolením novostavby nebo rekonstrukce MVE a s jejím uvedením do provozu zdaleka nekončí. Pokud však již investor překonal i všechny další překážky a elektrárnu buduje s termínem uvedení do provozu po 1. 1. 2013 a získal i příslib na podporu (dotaci) na její stavbu z OPPI, pak se dočkal dalšího překvapení, s kterým nemohl počítat. Podle Cenového rozhodnutí ERÚ č.4/2013 z 27.11.2013 bude výše provozní podpory (výkupní ceny a zelené bonusy) při nevratné investiční podpoře (dotaci) ve výši 20 - 30 % snížena o 14 %. Tím veškeré ekonomické propočty a i sjednané bankovní úvěry na nové elektrárny jsou zcela nereálné. Řada staveb se dostane do ztrátového pásma. Toto opatření se sice vztahuje na vodní, větrné, geotermální a fotovoltaické elektrárny, avšak v případě MVE je zcela chybné (MVE nejsou destabilizujícím prvkem v naší elektrizační soustavě, spíše naopak).

V posledních letech je tedy vytvářen tvrdý administrativní a ekonomický tlak na znemožnění a omezení využití zbývajícího hydroenergetického potenciálu v ČR zřejmě ve prospěch tzv. velké klasické energetiky.

4. Tepelné elektrárny v období od roku 1980 do 2013

Uhelné parní elektrárny (PE)

Po roce 1980 byla uvedena do provozu v letech 1981 a 1982 Elektrána Prunéřov II s pěti boky po 210 MW o celkovém instalovaném výkonu 1050 MW na hnědé uhlí. Spolu s Elektrárnou Prunéřov I (4 x 110 MW) byl celý komplex naší největší hnědouhelné elektrárny (celkem 1490 MW) v polovině 90. let odsířen. V září 2012 byla započata modernizace Elektrárny Prunéřov II s cílem zvýšit jednotkový výkonu tří bloků na 250 MW, zvýšit jejich energetickou účinnost a snížit tím ekologickou zátěž ovzduší.

Elektrárna Mělník III byla uvedena do provozu v roce 1981 s naším prvním blokem o instalovaném výkonu 500 MW. Celý komplex elektráren Mělník (EMĚ I – 6x55 MW, EMĚ II – 2x110 MW a EMĚ III – 1x500 MW) má dnes instalovaný elektrický výkon 1050 MW. Elektrárna má odsiřovací zařízení. V osmdesátých letech došlo k rekonstrukci EMĚ I a instalaci tepelného napáječe (horkovod v délce 34 km) k dodávce odpadního tepla pro Prahu (pravobřežní část). Provoz napáječe byl zahájen v roce 1995. Od roku 2003 dodávky tepla se realizují i pro Neratovice. Od roku 2000 je z Elektrárny Mělník II dodáváno teplo i pro město Mělník a blízké obce (Horní Počáply, Dolní Beřkovice).

Vzhledem k výhledům na dodávky energetického uhlí se již další významné elektrárenské výkony na toto palivo již nebudovaly mimo drobnějších teplárenských zdrojů.

Paroplynové a plynové spalovací elektrárny (PPE a PSE)

Princip: zemní plyn se nejprve spálí v plynové spalovací turbině, ta vyrobí první část energie a vzniklé horké spaliny ještě vyrobí páru v kotli podobně jako v uhelné elektrárně. Tato dvojitá výroba podstatně zvyšuje energetickou účinnost (až 60 %).

U nás významným paroplynovým zdrojem je PPC Vřesová o instalovaném elektrickém výkonu 400 MW. Elektrárna byla vybudována v roce 1995 a je jedinou svého druhu v ČR, která je ve stabilním provozu, což umožňuje provázanost elektrárny s technologií zplyňování hnědého uhlí. Díky tomu není závislá na drahém zemním plynu.

Ve výstavbě je paroplynová elektrárna v Počeradech o instalovaném výkonu 840 MW (2x plynová + 1x parní turbina) v areálu stávající uhelné elektrárny, hotová měla být koncem roku 2013.

Z dalších provozovaných významnějších zdrojů lze uvést paroplynové teplárny Červený Mlýn (Teplárny Brno) o instalovaném výkonu 95 MW, PPC Trmice o výkonu 70 MW a dále spalovací elektrárny Kladno-Dubská a Kladno II (66,9+50,8 MW).

Jaderné elektrárny (JE)

V současné době jsou v ČR v provozu dvě jaderné elektrárny, a to Dukovany a Temelín. Výhodou jaderných elektráren je malý objem spotřebovaného paliva, za běžného provozu prakticky nulové exhalace (elektrárna produkuje pouze odpadní teplo a vodní páru). Jaderné elektrárny lze regulovat jen v malém rozmezí. Proto jsou provozovány v tzv. základním zatížení sítě.

Jaderná elektrárna Dukovany (EDU) je první provozovanou jadernou elektrárnou u nás. Historie sahá až do počátku 70. let minulého století, kdy tehdejší ČSSR a SSSR podepsaly mezivládní dohodu o výstavbě dvou jaderných elektráren (druhou se stala jaderná elektrárna Jaslovské Bohunice na Slovensku). Elektrárna Dukovany se začala stavět v roce 1978, první blok byl uveden do provozu v roce 1985, poslední, čtvrtý v roce 1987.

V jaderné elektrárně Dukovany jsou instalovány čtyři tlakovodní reaktory (PWR). Projektové označení těchto reaktorů je VVER 440/213. VVER znamená vodou chlazený, vodou moderovaný energetický reaktor. Každý ze čtyř reaktorů má tepelný výkon 1375 MW.

Trojice bloků má elektrický výkon 3x460 MW a jeden disponuje výkonem 500 MW. Instalovaný elektrický výkon elektrárny je vykazován ve výši 1900 MW. Roční brutto výroba elektřiny se pohybuje na úrovni 14,3 TWh/r. Palivem je uran obohacený na přibližně 4,25 % ²³⁵U. EDU podle údajů ČEZ se od doby uvedení do provozu už dvakrát zaplatila.

Více než 80 % všech zařízení EDU bylo vyrobeno v ČR. Jaderné reaktory jsou dodávkou Škody Plzeň, parogenerátory vyrobily Vítkovice a turbogenerátory Škoda Plzeň. Elektrárna patří mezi první třetinu nejbezpečnějších na světě. Od roku 2012 se studuje možnost případné výstavby pátého bloku elektrárny.

Pro potřeby jaderné elektrárny Dukovany byla vybudována též vodní nádrž Dalešice s přečerpací vodní elektrárnou o instalovaném výkonu 450 MW (viz dříve).

Již v roce 1985 se plánovalo zásobovat teplem z elektrárny Dukovany město Brno. Po politických změnách v roce 1989 byl projekt zastaven. V současné době ale vzhledem k rostoucí ceně elektřiny a plynu se uvažuje s přípravou horkovodu o délce 40 km znovu.

Jaderná elektrárna Temelín (ETE) má instalované dva bloky z původně plánovaných čtyř, každý s elektrickým výkonem 1000 MW. Vlastní stavba provozních objektů byla zahájena v únoru 1987, přičemž přípravné práce byly zahájeny na staveništi již v roce 1983. Vláda ČR v březnu 1993 rozhodla o dostavbě JE Temelín pouze v rozsahu dvou bloků místo původních čtyř. Zkušební provoz prvního bloku byl zahájen 10. června 2002, na druhém bloku začal 18. dubna 2003. Do provozu byla elektrárna uvedena v letech 2002 až 2003. Generálním projektantem byl Energoprojekt Praha a generálním dodavatelem byla akciová společnost Škoda Praha.

V jaderné elektrárně Temelín jsou instalovány dva tlakovodní reaktory VVER 1000 typ V 320. Instalovaný výkon ETE je 2000 MW, roční brutto výroba elektřiny se pohybuje na úrovni 14,0 TWh/r. Odběr technologické vody je zajištěn z vodního díla Hněvkovice na Vltavě, jehož vybudování bylo součástí výstavby jaderné elektrárny vč. akumulační MVE o výkonu 9,6 MW (viz stručné poznámky 3.část). Jaderná elektrárna Temelín rovněž zásobuje teplem už 14 rokem nedaleký Týn nad Vltavou. Původní záměr zásobovat teplem i České Budějovice se již neuskutečnil. V současné době se připravuje dobudování jaderné elektrárny Temelín o zbývající dva bloky, tj. 2x1000 MW.

Obě jaderné elektrárny (Dukovany + Temelín) v roce 2012 vyrobily 30,3 TWh/r, což pokrylo 43 % tuzemské brutto spotřeby elektřiny. Instalovaný výkon jaderných elektráren je 19,7 % z celkového výkonu všech zdrojů v ČR.

5. Větrné elektrárny (VTE) v období do roku 2013

Na území ČR se větrná energie využívala po dlouho dobu pouze k pohonu větrných mlýnů, první doložený mlýn byl postaven v zahradě Strahovského kláštera v roce 1277. Rozkvět větrného mlynářství je zaznamenán ve 40. až 70. letech 19. století. Počátkem 20. století se využívalo větrných turbin k pohonu vodních čerpadel.

Počátek zájmu o využívání větrné energie pro výrobu elektřiny u nás tak jako v celé Evropě se datuje 70. léty minulého století v důsledku ropné krize. Výstavba větrných elektráren u nás začala koncem 80. a začátkem 90. let minulého století. Ukázalo se však, že v té době větrné elektrárny tuzemské výroby nebyly vyzrálým komerčním výrobkem.

V letech 1993 až 1995 však vstoupily na náš trh velcí výrobci a dodavatelé větrných elektráren ze zahraničí a zároveň i některé typy VTE tuzemských výrobců již se dařilo udržet v provozu na potřebné úrovni. Tím byla zahájena nová etapa rozvoje větrné energetiky v ČR a výstavba větrných soustrojí o jednotkových výkonech ve výši 600 až 2 000 kW. Došlo pak i k výstavbě větrných parků o celkovém el. výkonu několika desítek MW.

V Evropě jsou nejlepší podmínky pro využití větrných elektráren v přímořských oblastech, kde vanou pravidelné a poměrně silné větry až 80 % dní v roce.

Ve vnitrozemských státech jako je ČR je pro výstavbu VTE nutno vytipovat oblasti s dostatečnou roční průměrnou rychlostí větru. ČR má typicky kontinentální klima, které se projevuje významným sezónním kolísáním rychlosti větru.

Proto pro střední a velké větrné elektrárny je nezbytné měření větru přímo v dané lokalitě registračním anemometrem. Měření by mělo aspoň šestiměsíční, nejlépe však roční i víceletá. Střední rychlost větru by měla být min. 5,0 m/s a vyšší.

V letech 1994 až 2013 bylo u nás postaveno cca 66 větrných elektráren s instalovaným výkonem 270 MW a výrobou elektřiny v roce 2013 ve výši 480,5 GWh/r (využití instalovaného výkonu tedy bylo 1799,7 h/rok).

Výběr největších větrných elektráren v ČR (nad 5,0 MW_inst.):

6. Fotovoltaické elektrárny (FVE) v období do roku 2013

Z rozboru klimatických podmínek v ČR vyplývá, že celkové průměrné množství sluneční energie, které dopadá za rok na plochu 1 m² je přibližně rovno:

Tyto hodnoty se liší podle lokalit a relevantní hodnota je zjistitelná z údajů ČHMÚ (mapy globálního slunečního záření). Největší množství sluneční energie připadá na období duben až září (cca 75 %) a jen menší část na období říjen až březen (cca 25 %). Průměrná doba slunečního svitu u nás je 1 600 až 2 200 hod./rok.

Fotovoltaické systémy se v ČR začaly ojediněle využívat až koncem 20. století. Nová fáze využití fotovoltaiky je datována rokem 2000, kdy Státní fond životního prostředí vyhlásil program „Slunce do škol“. Ani tyto instalace není možno označit jako fotovoltaické elektrárny o významnějším instalovaném el. výkonu a sloužily spíše k demonstraci.

První českou fotovoltaickou elektrárnou s výkonem 10 kW byla FVE Mravenečník v letech 1997–2002, v současné době je součástí informačního střediska JE Dukovany a slouží k demonstračním účelům.

Zájem o výstavbu fotovoltaických elektráren v zásadě byl zahájen až v letech 2005 a 2006. Byl vydán zákon č. 180/2005 Sb., o podpoře výroby elektřiny o obnovitelných zdrojů energie a v rámci „Operačního programu průmyslu a podnikání“ (strukturální fondy EU) bylo možno získat investiční dotace. Dále cenovým rozhodnutím Energetického regulačního úřadu (ERÚ) v roce 2006 byla zvýšena výkupní cena elektřiny do elektrovodních sítí distribučních společností na výši 13,20 Kč/kWh. Předpokládalo se však, že k roku 2010 dosáhne instalovaný výkon FVE cca 100 MWp.

Nepočítalo se také s poklesem cen fotovoltaických panelů až o více než 30 %. Nadsazená výkupní cena pak spustila fotovoltaický boom a i když se cena nových instalací postupně snižovala, tak ještě v roce 2010 platila ve výši 12,65 Kč/kWh (viz Cenové rozhodnutí ERÚ č. 7/2011). Navíc výkupní cena pro FVE připojené k síti v daném roce platí prakticky po dobu jejich životnosti, i když se původně počítalo pouze s dobou 15ti let.

Ve skutečnosti v roce 2010/2013 instalovaný výkon FVE dosáhl cca 2000 MWp. To samozřejmě zatěžuje nejen ekonomiku (ceny elektřiny pro odběratele), ale i provoz elektrizační soustavy v letních obdobích, kdy v základním zatížení nutno ponechat JE a některé další klasické zdroje a nelze je vytěsnit výrobou FVE. Při tom roční využití instalovaného výkonu u FVE se pohybuje jen kolem 1000 h/r a jejich výroba se soustřeďuje právě na letní období. Proto státní sféra přistoupila k omezení podpory a připojování FVE k distribučním soustavám pouze na elektrárny s instalovaným výkonem výrobny do 30 kWp, které jsou umístěny na střešní konstrukci nebo na obvodové zdi jedné budovy (zák. č. 165/2012 Sb.). Stávající fotovoltaické elektrárny s vyšším výkonem nad 30 MWp jsou dále povinny platit odvod z vyrobené elektřiny ve výši 26 % z výkupní ceny nebo 28 % ze zeleného bonusu.

Výběr největších fotovoltaických elektráren nad 5,0 MWp (včetně) v ČR:

Ve výkonovém rozmezí nad 5,0 MWp bylo tedy v letech 2009 až 2010 uvedeno do provozu 37 elektráren. Mimo to ve výkonovém rozmezí od 3,0 do 5,0 MWp bylo v těchto letech uvedeno do provozu dalších cca 111 elektráren.

V letech 2009 až 2011 tedy bylo uvedeno celkem neuvěřitelných cca 148 větších fotovoltaických elektráren s instalovaným výkonem nad 3,0 MWp.

Je zřejmé, že situace v této oblasti obnovitelných zdrojů nebyla zcela normální a došlo k opožděné reakci státní sféry na nadsazenou výši výkupních cen elektřiny vyrobené z FVE. Tato situace pak vyvolala ve společnosti celkovou averzi proti všem obnovitelným zdrojům elektřiny, což je samozřejmě nesprávné a dlouhodobě neudržitelné.

7. Základní údaje o výrobě a spotřebě elektřiny v ČR za rok 2013

Pozn.: Údaje jsou čerpány z roční zprávy o provozu ES za rok 2013 zpracované ERÚ.

Z uvedeného vyplývá rozhodující podíl klasických parních a jaderných elektráren na výrobě elektřiny v ČR.

Bližší údaje o spotřebě elektřiny v ČR jsou:

Přehled o podílu obnovitelných zdrojů elektřiny (OZE) na brutto spotřebě ČR najdete pod tlačítkem „Statistika OZE“ vlevo na našich webových stránkách. Podíl OZE na brutto spotřebě ČR v roce 2013 činil 13,17 %.

Dále za pozornost stojí zajímavé údaje za celou elektrizační soustavu ČR. Roční maximum spotřeby v ES ČR pro rok 2013 bylo naměřeno dne 22. 1. 2013 v 17:00 h platného času (SEČ) ve výši 10 352 MW.

Roční minimum spotřeby v ES ČR pro rok 2013 bylo naměřeno dne 14. 7. 2013 ráno v 6:00 h platného času (LEČ)ve výši 4 428 MW.

8. Základní údaje o výrobě a spotřebě elektřiny v ČR za rok 2015

Z uvedeného vyplývá rozhodující podíl klasických parních a jaderných elektráren na výrobě elektřiny v ČR.

Bližší údaje o spotřebě elektřiny v ČR jsou:

Pozn.:
Spotřeba VO a MO zůstává na úrovni roku 2009 až 2010. Dále za pozornost stojí údaje o maximu a minimu zatížení v elektrizační soustavě ČR. Roční maximum zatížení bylo dosaženo dne 9. 2. 2015 ve 12:00 h ve výši 10 852 MW a minimum dne 2. 8. 2015 v 5:00 h ve výši 4995 MW (bez čerpání PVE).

Přehled o podílu obnovitelných zdrojů elektřiny (OZE) na brutto spotřebě ČR najdete pod tlačítkem „Statistika OZE“ vlevo na našich webových stránkách.  Podíl OZE na brutto spotřebě ČR v roce 2015 činil 13,27 %.

Pozn.: Údaje jsou čerpány z roční zprávy o provozu ES za rok 2015 zpracované ERÚ.
Sestavil: Ing. Jan Bouška.