Čím nahradit elektrárny spalující zemní plyn?

Vysoká cena zemního plynu ve střední Evropě způsobuje vysoké ceny elektřiny, neboť plynové elektrárny v Německu do velké míry nahradily uhelné a zajišťují díky své flexibilitě rovnováhu výroby a spotřeby elektřiny. Jsou v Německu tzv. závěrnými elektrárnami, což se nyní zdá neudržitelné. V ČR byla a je situace odlišná.

Čím nahradit elektrárny spalující zemní plyn?

ABSTRACT: The current high prices of electricity in Central Europe are caused by the need to utilize gas-fired power plants, and especially combined cycle power plants. Alternatively, pumped-storage hydroelectricity could help not only to cover demand peaks but also to store surplus energy. Moreover, at today's prices such facilities can have a payback period of only a few years.


 

HISTORICKÝ VÝVOJ KONCEPCÍ ČESKOSLOVENSKÉ A ČESKÉ ENERGETIKY

V roce 1918 nově vzniklé Československo spojilo do jednoho samostatného státu Čechy, Moravu a Slovensko s různou úrovní vyspělosti technicko-ekonomické infrastruktury. České země byly tehdy nejrozvinutějšími zeměmi bývalé Rakousko-uherské říše, patřily k zemím s historicky rakouským vlivem na rozdíl od Slovenska, které bylo tehdy relativně zaostalou zemědělskou zemí s historicky převládajícím maďarským vlivem. Nově vzniklé Československo se tedy od počátku snažilo vyrovnávat úroveň technicko-ekonomické infrastruktury, a tím i životní úroveň obyvatelstva podnícením rozvoje průmyslu na Slovensku. Důležitým předpokladem pro rozvoj průmyslu a zemědělství se již tenkrát jevila elektrifikace, která pokračovala rychlým tempem především po druhé světové válce.

Důležitým mezníkem byl rok 1953, kdy se podařilo propojit elektrické sítě všech tří zemí do jednotné elektrizační soustavy Československa. Zpočátku hlavním zdrojem elektrické energie byly vodní elektrárny vzniklé přeměnou dřívějších vodních mlýnů, instalací vodních turbín s generátory elektrické energie (nejprve v podobě dynam vyrábějících stejnosměrný proud do lokálních sítí, ale potom alternátorů pro střídavý proud většinou hned s frekvencí 50 Hz, která byla od roku 1912 doporučena komisí německých elektroinženýrů jako optimální frekvence pro veřejnou elektrifikaci). Nicméně brzo již bylo zřejmé, že malé vodní elektrárny pro rozvoj průmyslu stačit nebudou. Začaly se budovat větší přehrady na hlavních tocích. V Čechách na Vltavě a na Slovensku na Váhu. Ani ty však nemohly stačit rychle rostoucí spotřebě, a proto byly více než doplňovány parními elektrárnami spalujícími uhlí.

Instalovaný výkon parních elektráren brzy překročil velikost instalovaného výkonu elektráren vodních. Tehdy vyvstala důležitá otázka ekonomické efektivnosti výstavby a provozu uhelných elektráren: je lepší budovat elektrárny v blízkosti spotřeby anebo v blízkosti zdroje paliva, tzn. uhelných dolů a lomů? Zpočátku vítězila koncepce městských elektráren, tedy elektráren blízko místům spotřeby pro omezení ztrát ve vodičích elektrických sítí, ale s rozvojem vedení velmi vysokého napětí (100 kV a více) zvítězila koncepce elektráren na dolech, kdy hlavní výhodou jsou nízké dopravní náklady málo výhřevného hnědého uhlí těženého převážně v povrchových dolech Severních Čech. To se spalovalo v elektrárnách stále vyšších instalovaných výkonů, čímž se využívalo úspor z rozsahu výroby a elektřina tím z výrobního hlediska značně relativně zlevnila.

Bylo ji však nutno dopravovat do všech oblastí Československa pomocí rychle budovaných vedení přenosové soustavy, nejprve o napětí 220 kV v padesátých letech, ale posléze především o napětí 400 kV v letech šedesátých a sedmdesátých. Vzhledem k tomu, že na Slovensku jsou zdroje uhlí omezené, hlavními zdroji elektřiny zůstávaly vodní elektrárny Vážské kaskády a posléze první budované bloky jaderných elektráren v Jaslovských Bohunicích. Výhodou jaderných elektráren jsou kromě jiného extrémně nízké dopravní náklady jaderného paliva, takže se začaly budovat logicky v oblastech, kde nejsou zdroje uhlí, tzn. na východě a jihu republiky. Uhelné a později jaderné elektrárny zajistily v Československu dostatek levné elektřiny. Uhelné elektrárny jsou doposud, pokud bychom odečetli náklady nákupu emisních povolenek, nejlevnějším zdrojem elektřiny. Nicméně již v osmdesátých letech minulého století bylo zřejmé, že další budování uhelných elektráren na severu Čech ohrožuje emisemi životní prostředí natolik, že byla přijata koncepce rozvoje energetiky pomocí výstavby kombinace jaderných a přečerpávacích vodních elektráren. Tato kombinace dokáže zajistit dostatek vyrobené elektřiny z jaderných elektráren jako základních zdrojů v elektrizační soustavě a přečerpávací vodní elektrárny pak zajistí pružnou regulaci výkonu v soustavě pro zajištění výkonové rovnováhy v každém okamžiku provozu elektrizační soustavy. Navíc tato kombinace je dokonale bezemisní a nepoškozující přírodní prostředí (snad jenom v letech výstavby).

Problematickým se může jevit palivový cyklus jaderných elektráren, kdy těžba uranové rudy a její zpracování až do podoby palivových souborů (alespoň co se týče nejrozšířenějších tlakovodních reaktorů s lehkou vodou jako moderátorem a chladivem) může poškozovat spodní vody znečištěním v podobě kontaminace kyselinou sírovou, ale ve srovnání s těžbou uhlí je svým rozsahem značně omezená. Obavy vzbuzující konec palivového cyklu, tj. konečné uložení „vyhořelého“ radioaktivního paliva je uměle vytvořený problém tzv. „ekologickými“ aktivisty, kterým matou veřejnost. Vyhořelé palivo z dnešních elektráren poslouží v budoucnu jako palivo v nových typech reaktorů s rychlými neutrony. V blízké minulosti se zatím ještě provoz reaktorů nové generace ekonomicky nevyplatil, ale při dnešních tržních cenách elektřiny se pochopitelně více než vyplatí.

 

 

DEFINICE ZÁVĚRNÉ ELEKTRÁRNY

Již Adam Smith ve svém stěžejním ekonomickém díle „Pojednání o původu a příčinách bohatství národů“ z roku 1784 odhalil důležitou zákonitost cenotvorby na volném trhu, kde hraje nejdůležitější roli omezenost přírodního zdroje. Ukázal to na příkladu půdy k zemědělské výrobě. Vzhledem k vysoké poptávce po potravinách je totiž nutno obdělávat i půdu v horských oblastech, která nepřináší takové výnosy jako půda v nížinách, protože množství produkce z výnosných nížinných pozemků nepostačuje pro uspokojení celkové poptávky po potravinách veškerého obyvatelstva. Proto je nutno obdělávat i méně výnosnou půdu. Cena na trhu se ale tvoří na základě výrobních nákladů s přiměřeným ziskem právě těchto nejméně úrodných půd, které doplňují (uzavírají bilanci na straně nabídky) svojí produkcí celkovou poptávku po potravinách. Tržní ceny potravin tedy musí být na takové úrovni, že dokážou pokrýt výrobní náklady posledního zemědělce obdělávajícího tu nejhorší půdu. Pokud by ceny byly nižší, tento zemědělec by musel ukončit svoji činnost. Zemědělci obdělávající lepší půdu pak za svoji produkci dostávají mnohem více, než potřebují pro udržení svého podnikání v podobě diferenciální renty, kterou mohou investovat, a tím dále zefektivňovat své podnikání. Proti tomu zemědělci na úhorech jsou každoročně ohroženi možným poklesem výkupních cen své produkce. Dnes se tato situace řeší v Evropě pomocí zemědělských dotací, kdy ohrožení malí farmáři dostávají dotace, aby svoji činnost nemuseli ukončit a udržovali tak ráz evropské krajiny.

Stejný zákon platí i na současném energetickém trhu (energy only market). Ceny elektřiny musí být v takové výši, aby i palivově nejdražší zdroj, v dnešní době tedy elektrárna spalující drahý zemní plyn, obdržel výnos kryjící jeho krátkodobé marginální náklady = měrné palivové náklady, jinak musí okamžitě ukončit provoz (shut up point), protože by jeho výnosy tyto palivové náklady nepokryly. Z dlouhodobějšího hlediska musí obdržet ještě vyšší výnos (prodávat tedy ještě za vyšší cenu), aby uhradil zbylé výrobní náklady, tedy odpisy a náklady oprav a údržby, protože jinak má účetní ztrátu, a tak by se jej nevyplatilo po ukončení jeho životnosti obnovovat. Tohle má být i hlavním cílem povolenek vypouštění CO2, tedy uměle zvýšit náklady jinak levných uhelných elektráren, aby dlouhodobě na energetickém trhu nemohly obstát a ukončily tak svou činnost nejpozději se svou životností a už se neobnovovaly. Povolenkami se tedy tržně řeší externalita typu znečišťování životního prostředí, kterou trh jinak, podobně jako jiné externality, neumí vyřešit a selhává. Externí náklady se povolenkami stávají interními a trh je tedy může řešit. Problémy však způsobují jejich značné cenové výkyvy v obou směrech, pročež se v energetice, jakožto kapitálově náročném odvětví s dlouhou dobou životnosti prvků energetického systému, velmi špatně plánuje.

Z krátkodobého hlediska jsou plynové elektrárny v Německu (ale i v Itálii a jinde v Evropě) tzv. závěrným zdrojem, který uzavírá bilanci výroby a spotřeby elektřiny na straně nabídky. Vzhledem k omezenému dovozu plynu na evropský trh ze strany ruského Gazpromu, dominantního evropského dodavatele plynu, který snížením dodávek ovlivnil tržní cenu zemního plynu směrem vzhůru (což je další typické selhání trhu), stouply palivové náklady těchto elektráren. Plynové elektrárny jsou velmi potřebné k bezchybnému provozu především německé elektrizační soustavy. Tím se zvyšuje celková cena elektřiny a provozovatelé ostatních typů elektráren získávají diferenciální rentu v podobě vysokých zisků. Nicméně vysoká cena elektřiny ovlivňuje poptávku směrem dolů. Odběratelé nebudou ochotni platit tak vysoké ceny za energii a začnou jí šetřit a postupně nahrazovat drahý plyn alternativními formami primární formy energie (ropou, obnovitelnými zdroji energie (OZE), uhlím, jádrem apod.). Vyžádá si to určitý čas, přičemž krátkodobě vzestup ceny působí šokově na firmy a domácnosti. Evropu vrhají do recese typu stagflace, podobně jako ropné šoky v sedmdesátých letech minulého století. Je to i důsledek definice evropského energetického trhu jako „energy only market“, tedy trhu, který bere v úvahu pouze cenu MWh, energie bez přímého uvažování fixních nákladů potřebných na její výrobu, čili cenu výkonu (MW), potřebného pro zajištění její výroby. Elektřina se pak stává zbožím na stejné úrovni, jako jsou třeba brambory, pomeranče, automobily či ropa, které je možno snadno skladovat. Elektřinu lze sice také skladovat, ale jen velmi draho a v omezené míře. Problém akumulace je také hlavním problémem Energiewende a Green Dealu. Bez jeho úspěšného (ekonomicky efektivního) vyřešení nemohou být tyto programy úspěšné.

Z dlouhodobého hlediska závěrnou elektrárnu definujeme jako takový typ elektrárny, který bez vážnějších omezení může krýt rostoucí spotřebu elektrické energie do budoucna. Těmito vážnými omezeními jsou:

  • nedostatek paliva,

  • nedostatek lokalit pro výstavbu,

  • závislost výroby elektřiny na jiném vlivu, jako je např. počasí,

  • ekologická a politická omezení.


Vidíme, že v dnešní době neexistuje (především v Německu) typ elektrárny, který by nebyl ve své výstavbě a budoucím provozu bez některého z výše uvedených omezení.

Jaderné elektrárny, které by mohly být z hlediska svých vlastností snad ještě nejvíce vhodným zdrojem, jsou odmítnuty politickým rozhodnutím. Intermitentní OZE jsou omezeny svou závislostí na počasí a u větrných elektráren se již projevuje i v Německu nedostatek vhodných lokalit. Uhelné elektrárny jsou omezeny díky svým negativním vlivům na životní prostředí a nastávajícím nedostatkem paliva. Pro elektrárny na biomasu a bioplynové stanice je rovněž nedostatek paliva. Jedině paroplynové elektrárny (PPE) byly donedávna v Německu chápány jako závěrné elektrárny, protože se předpokládal dostatek levného zemního plynu z Ruska. To však skončilo ruskou agresí na Ukrajině. Je tedy otázka, čím nahradit nebo jak zefektivnit dnešní paroplynové elektrárny, pokud se Rusko z Ukrajiny nestáhne.

 

MOŽNOSTI NÁHRADY PPE

Výhodou PPE jsou nízké investiční náklady, rychlá výstavba, poměrně vysoká účinnost přeměny chemické energie v zemním plynu (metanu) na elektrickou energii a dobrá manévrovatelnost. V možnosti rychle reagovat na změnu výkonu dodávaného do soustavy mohou plynovým turbínám kromě baterií konkurovat jedině turbíny vodní. Z toho vyplývá několik možností řešení současné situace nedostatku a z toho plynoucí vysoké ceny paliva pro plynové turbíny:

  • výstavba a provoz nových přečerpávacích vodních elektráren (PVE),

  • budování systémů ukládání energie do stlačeného vzduchu (CAES) v blíz­kosti dosavadních paroplynů, nebo

  • výstavba a provoz systému ukládání energie do vodíku pro jeho následnou metalizaci a použití v dosavadních PPE, přičemž účinnost akumulačního cyklu je třeba zvýšit využitím uvolněného tepla v dosavadních systémech centrálního zásobování teplem (SCZT).


Stojí za povšimnutí, že všechny navržené varianty představují akumulátory energie. Existuje samozřejmě ještě mnoho dalších možností, jak energii akumulovat, ale výše zmíněné varianty jsou již technicky zvládnuty a mohou být v dnešní době vysokých cen ekonomicky efektivní. Výhodou dvou posledních variant je možnost využít dosavadní PPE. Systém CAES ovšem předpokládá, že u existující PPE je v podzemí vhodná geologická situace, např. žulový masiv pro vyrubání kaverny a využití získaného materiálu, případně již neprovozované důlní dílo, které lze vzduchotěsně uzavřít a použít pro vtláčení vzduchu. Takto stlačený vzduch s využitím levné přebytečné elektřiny v případě nadvýroby v intermitentních OZE lze využít pro zvýšení účinnosti výroby elektřiny v dosavadní PPE tím, že nahradí standardní kompresor na hřídeli společně s turbínou, který odebírá minimálně polovinu výkonu spalovací turbíny. Použitím stlačeného vzduchu pomocí levné elektřiny z intermitentních OZE v případě přebytku elektřiny a akumulací tepla vzniklého stlačováním vzduchu lze v dosavadních PPE zvýšit účinnost výroby z 60 % až na 90 %, takže celkově se může účinnost akumulačního cyklu CAES zvýšit z původních 40 % až na 80 %.

Nicméně z hlediska kapacity úložiště je nejnadějnější třetí případ – koncepce „Power to Gas“ (P2G). Ta by skladováním syntetického metanu v dosavadních zásobnících zemního plynu umožňovala dokonce sezónní akumulační cyklus. Jejím využitím by bylo možno skladovat přebytečnou energii ze slunečních elektráren (FVE) z léta do zimy a syntetický metan by mohl být použít v zimě na vytápění v dosavadních kotlích na zemní plyn. V tomto případě by i účinnost akumulačního cyklu byla velmi dobrá, protože na konci by bylo pouze teplo místo elektřiny.

Tabulka 1 poskytuje podrobnější přehled o navrhovaných variantách akumulace.

Typ

akumulace

Kapacita

Manévrovatelnost

Účinnost cyklu

Fixní měrné výrobní náklady kapacity

akumulace [Kč/Wh]

Poznámka

PVE

Střední

Velká

0,7–0,8

0,3–0,5

Nedostatek lokalit,

osvědčená technologie

CAES

Střední

Střední

0,4 – 0,9

0,9–1,2

Vysoké investice,

standardně nízká účinnost

P2G

Velká

Střední

0,32–0,8

0,003

Složitý systém, nízká účinnost, velká kapacita

Baterie

Malá

Extrémní

0,88–0,93

2–4

Malá kapacita,

těžké kovy

Tabulka č. 1: Přehled vlastností vybraných typů akumulace energie
Zdroj: [2, 3, 5, vlastní výpočet]

 

EKONOMICKÁ EFEKTIVNOST AKUMULACE ENERGIE

Je zřejmé, že ekonomická efektivnost akumulačních zařízení roste s fluktuací cen energie, v tomto případě elektřiny, v jednotlivých hodinách dne, týdne a roku. V minulém a letošním roce se tyto cenové rozdíly na trzích s elektřinou významně zvýšily, což by jistě mělo podpořit další rozvoj akumulačních zařízení všech typů. Na  obrázku 1 jsou znázorněny křivky trvání cen na denním trhu ČR v posledních 4 letech.

 

Obrázek č. 1: Trvání hodinových cen na denním trhu s elektřinou v letech 2019 – 2022
Zdroj dat: www.ote-cr.cz

 

Křivky ukazují, jak dlouho v roce trvala na denním trhu určitá cena. Rok 2022 ještě v okamžiku psaní tohoto článku nebyl ukončen, proto křivka protíná osu trvání dříve než v předchozích letech. Vidíme, že rozdíly mezi vysokými a nízkými cenami se v jednotlivých letech postupně zvyšovaly s tím, jak se omezovaly dodávky ruského zemního plynu. Proto rostla jeho cena, a tím i cena elektřiny ze závěrných plynových elektráren. Také trvání těchto rozdílů v jednotlivých letech se významně zvyšovalo. Vzhledem k tomu, že akumulátory elektřiny fungují podobně jako obchodníci s jakýmkoliv zbožím, tedy nakupují za nízké ceny, aby potom toto zboží prodaly v okamžiku, kdy ceny vzrostou, závisí jejich obchodní rozpětí na rozdílu ceny při vybíjení a ceny při nabíjení.

Pokud budeme uvažovat délku čerpání (nabíjení) PVE 1 3333 h/r a délku turbinového provozu (vybíjení) 1 000 h/r, protože poměr času turbinového provozu (výroby elektřiny v PVE) ku času čerpání (spotřeby elektřiny v PVE) stejným výkonem by se měl rovnat účinnosti cyklu přečerpání. V tomto případě uvažuji účinnost ve výši 0,75, tedy obrácený poměr (tzv. koeficient přečerpání je 1,33). Obchodní rozpětí 1 MW instalovaného v PVE pro statickou službu by vyšlo v roce 2019, tedy čerpání i výroba stejným výkonem, ve výši 43 tis. €/MW.

V roce 2020 by to bylo již 52 tis. €/MW, v roce 2021 226 tis. €/MW a v roce 2022 dokonce 455 tis. €/MW, a to tento rok ještě není u konce! Poslední čtvrtletí pravděpodobně tento ukazatel ještě zvýší i přes snahu všech vlád evropských zemí regulovat obchodní ceny energie.

Výnosy akumulačních zařízení v energetice v poslední době rychle rostou, otázkou je tedy účinnost akumulačního cyklu, investiční výdaje s uvažováním životnosti a provozní náklady na opravy a údržbu zařízení. Zde bych upozornil na tři domácí lokality uvažované pro výstavbu PVE a jednu zahraniční (viz tabulka 2).

Lokalita

Instalovaný výkon (MW)

Investiční výdaje (mld. €)

Akumulační

kapacita (GWh)

Roční náklady

na opravu a údržbu (% investic)

Fixní měrné

roční výrobní náklady

(€/W) r = 0,08 Tž = 35 roků

Šumný Důl

880

1,1 (2008)

5,3

0,5

0,136

Lom ČSA

1 400

1,0 (2016)

4,8

0,5

0,078

Lipno – Dunaj

1 000

1,8 (2020)

10,4

0,5

0,196

Atdorfs (DE)

1 400

1,6 (2017)

13

0,5

0,124

Tabulka č. 2: Vybrané lokality pro výstavbu PVE
Zdroj: [2, 5]

 

Instalovaným výkonem vážený průměr fixních ročních výrobních nákladů je 0,128 €/W, tedy 128 tis. €/MW. Pokud měrné fixní náklady odečteme od obchodního rozpětí statické služby v roce 2022 dostáváme částku 327 tis. €/MW, což pro 1 GW PVE představuje ročně 327 mil. € (cca 8 mld. Kč). To by byla prostá návratnost 5,5 roku i u takového gigantického díla jako PVE Lipno – Dunaj, a to bez uvažování příjmu z dynamických (podpůrných) služeb, které také zdražily a dříve poskytovaly PVE větší příjem než služby statické. Po připočtení ještě tohoto příjmu lze odhadnout prostou návratnost nových PVE na maximálně 3 roky!

 

 

KUDY PŮJDE VÝVOJ AKUMULACE ENERGIE?

Nevýhodou PVE je nedostatek vhodných lokalit pro výstavbu, kde většinou tento záměr narazí na odpor ekologických aktivistů a místních obyvatel (NIMBY efekt, viz [5]). Proto návrh využít pro PVE zatopení vytěženého lomu [1, 2, 4] by měl být zatížen nejmenšími problémy z této strany. Navíc by měl být i levnější díky existující technice v lomech pro přemisťování velkého objemu zemin a dalších materiálů, která je pro stavby těchto rozsahů velmi důležitá. Jistě lze využít i dotace z fondu pro rekultivace území po ukončení těžby uhlí.

Systém P2G má oproti stavbě nových PVE velkou výhodu v tom, že není tak náročný na zábor území a může rovnou prodávat syntetický metan jako náhradu zemního plynu vtláčením do existujícího systému evropských plynovodů. Vysoké ceny zemního plynu plus vysoké ceny emisních povolenek zvyšují potenciální příjmy tohoto systému. Dalším příjmem může být i uvolněný kyslík při elektrolýze vody pro vtláčení do tlakových nádob a jeho další využití v průmyslu. Kyslík může rovněž sloužit pro zefektivnění dosavadních spalovacích procesů v existujících teplárnách na uhlí. Dále pak odpadní teplo vznikající při elektrolýze vody a metanizaci vodíku lze využít v systému existujícího centrálního zásobování teplem. Proto by se tyto systémy měly budovat jako přidružené k existujícím teplárnám či elektrárnám s odběrem tepla spalujícím uhlí, kde by zároveň vyřešily problém s exhalacemi CO2 do ovzduší [3].

I když cena zemního plynu střednědobě jistě klesne, pravděpodobně nedosáhne k cenám před rokem 2021. Gazprom se po ukončení války na Ukrajině jistě pokusí opět získat pomocí dumpingových cen podíl na evropském trhu, ale ten by měl být jen velmi malý vůči jeho celkovému objemu (do 10 %), aby nemohl ceny ovlivňovat zvýšením či snížením dodávek. Dobrá pověst spolehlivého dodavatele primární energie se v tržním hospodářství totiž ztrácí právě jenom jednou.

 

Literatura
[1] Vítek, M.: Přečerpávací vodní elektrárna v zatopeném hnědouhelném lomu po jeho vytěžení aneb jedna z variant hydrické rekultivace. Energetika 1/2016, str. 34 – 38.
[2] Žilík, J.: Využití zatopeného lomu pro PVE. Dipl. práce FEL ČVUT, Praha 2016.
[3] Zimčík, J.: Power to Gas. Dipl. práce FEL ČVUT, Praha 2017.
[4] Vítek, M.: Efektivita přečerpávacích elektráren roste. Energie 21 2/2022, str.32–33.
[5] http://www.pumpspeicherkraftwerk-atdorf-psw.de/news.htm

 

 


O AUTOROVI

Ing. Miroslav Vítek, CSc., působí na Katedře ekonomiky, manažerství a humanitních věd na Fakultě elektrotechnické Českého vysokého učení technického v Praze. Specializuje se na optimalizaci prvků energetického systému z ekonomického hlediska, na dlouhodobé marginální náklady v energetice a telekomunikacích, na oceňování omezených přírodních zdrojů a na výpočty ekonomické efektivnosti podnikatelských záměrů.

Kontakt: vitekm@fel.cvut.cz

Tomáš Brejcha

Související články

Bulharsko a Srbsko zahájily stavbu propojovacího plynovodu

Prezidenti Bulharska a Srbska Rumen Radev a Aleksandar Vučić dnes nedaleko Sofie zahájili stavbu plynovodu spojujícího obě balkáns…

Matovič sľuboval, že Slovensko bude v energiách unikát. No inflácia udrela v eurozóne najviac práve na nás

Igor Matovič sľuboval, že vládny balík za 3,5 miliardy eur ochráni slovenské domácnosti a budeme vo svete unikát. Lenže viaceré kr…

Jičín díky úsporám tepla ve veřejných budovách zatím ušetřil téměř milion korun

Město Jičín zavedením různých úspor spotřeby tepla ve veřejných budovách ušetřilo v posledním čtvrtletí loňského roku v meziročním…

Stát vyplatí obchodníkům s energiemi první zálohy za stropy 8,3 miliardy Kč

Stát vyplatí obchodníkům s energiemi za leden mimořádné zálohy na měsíční kompenzace za poskytnutí cenového stropu na energie ve v…

Hodinky neúprosně tikají. Česku hrozí, že bude čelit vyšším cenám elektřiny než v okolních zemích

Poslední týdny přinesly až neočekávaně dobré zprávy z energetiky. Pro naši zemi ale mohou mít překvapivé důsledky. Mohou znamenat,…

Kalendář akcí

AQUATHERM Nitra

07. 02. 2023 - 10. 02. 2023
Medzinárodný odborný veľtrh vykurovacej, ventilačnej, klimatizačnej, meracej, regulačnej, sanitárnej a ekologickej techniky

E-Mobilita 2023, cesta k soběstačnosti

15. 02. 2023 08:00 - 18:00
Ostrava, na Černé louce, Pavilon A
Třetí ročník diskuzního fóra E-Mobilita si do hledáčku opět bere témata víc než aktuální. Moravskoslezský kraj se stává lídrem na poli vodíkových tech...

Energetický management pro města a obce

15. 02. 2023 09:00 - 16. 02. 2023 18:00
Praha, hotel DAP
Konference určená pro energetické manažery měst a obcí, jejímž hlavním tématem je snižování energetické náročnosti budov vlastněných veřejnou správou,...

Transportation Oil and Gas Congress 2023

20. 02. 2023 09:00 - 21. 02. 2023 20:00
Istanbul, Türkiye
TOGC 2023 is a B2B networking event for more than 350 specialists from pipeline industry that covers strategic goals and technical issues of the oil,...

ENERGY-HUB je moderní nezávislá platforma pro průběžné sdílení zpravodajství a analytických článků z energetického sektoru. V rámci našeho portfolia nabízíme monitoring českého, slovenského i zahraničního tisku.

75780
Počet publikovaných novinek
2092
Počet publikovaných akcí
881
Počet publikovaných článků
ENERGY-HUB využívá zpravodajství ČTK, jehož obsah je chráněn autorským zákonem.
Přepis, šíření či další zpřístupňování jakéhokoli obsahu či jeho části veřejnosti je bez předchozího souhlasu výslovně zakázáno.
Drtinova 557/10, 150 00 Praha 5, Česká republika