Finále ENOL 2026 · Zadání č. 2 · ČEZ

Dómitikos

Druhé dvě třetiny

Návrh energetické soustavy ostrova pro zadání č. 2 (ČEZ): jak dvě třetiny energie z tlakovodních malých modulárních reaktorů (SMR), které by jinak odcházely do moře, proměnit v teplo pro město, páru pro průmyslový BioPark, letní sladkou vodu a dlouhodobou opci odstraňování uhlíku.

Prozkoumat návrhPoznat tým

Ostrov s jádrem

Zadání definuje izolovaný ostrov v mírném kontinentálním klimatu s 500 tisíci obyvateli, špičkovým elektrickým zatížením 500 MW a zatím málo rozvinutým průmyslem. Pro splnění kritéria N−1 bez podmořského kabelu na pevninu navrhujeme dva tlakovodní SMR třídy Westinghouse AP300 o modelovém výkonu 2 × 300 MWe / 900 MWt.

Technické detaily a předpoklady
  • Týmové předpoklady ostrova: kompaktní rozloha přibližně 40 × 50 km (~2 000 km²), přímořské hlavní město s 350–400 tisíci obyvateli (300 tisíc napojených na centrální zásobování teplem), čedičové podloží a letní nedostatek sladké vody (obdoba ostrova Gotland).
  • Konzervativní výpočetní základ 2 × 300 MWe / 900 MWt vychází ze starší brožury Westinghouse AP300; aktuální katalogový list výrobce uvádí 330 MWe / 990 MWt na blok, což soustavě přináší dodatečnou bezplatnou rezervu +60 MWe a +180 MWt.
  • Bez propojení s pevninou nelze postavit jediný velký blok (např. 470 MWe), protože jeho výpadek by znamenal téměř ztrátu celé špičky sítě.

Podklady sekce: Energetická olympiáda 2026 – ZadáníTýmová syntéza Dómitikos („Druhé dvě třetiny“)Westinghouse AP300 SMR – technické podklady (inspirace)

Tepelná kaskáda

Čtyři stupně tepelné kaskády

Teplo odebíráme kaskádově přesně podle teploty, kterou odběratel potřebuje. Extrémy zůstávají u zdroje (150 °C pára kvůli tepelným ztrátám i 30 °C voda kvůli malému teplotnímu spádu), zatímco 12 km do města cestuje jen tlaková horká voda o teplotě 105 °C ve dvou oddělených podzemních větvích.

Paralelní odběry: každý stupeň odebírá teplo na vlastní teplotní hladině, takže město ani odsolování nezatěžují průmyslovou větev BioParku.

Sezónní využití: v topné sezóně má přednost dálkové vytápění města (105 °C), v létě se uvolněná tepelná kapacita přesměruje do odsolování (70 °C).

Schéma čtyřstupňové tepelné kaskády ze dvou bloků SMRZdroj tepla2 × SMR~⅔ energietvoří teplo150 °CBioParkParalelní odběr · celoročně105 °CMěsto (CZT)Sezónní priorita · zima70 °CLetní odsolování (MED)Sezónní přebytek · léto30 °CModrá farmaZbytkové teplo · celoročně
Paralelní tepelné větve rozvádějí teplo podle potřebné teploty; zimní vytápění a letní odsolování sdílejí sezónně uvolněný výkon.

  1. 150 °C

    BioPark

    120 MWt procesní páry pro biotechnologie, farmacii a potravinářství u zdroje (0,5–2 km); zároveň zdroj biogenního CO₂ pro Plán D.

    Paralelní odběr · celoročně

    Období: Celoročně

  2. 105 °C

    Město (CZT)

    Tlaková horká voda (1 550 GWh_t/rok, spád 105/60 °C) vedená 12 km do města dvěma oddělenými podzemními větvemi s akumulátorem 3 GWh.

    Sezónní priorita · zima

    Období: Hlavně v zimě (TUV celoročně)

  3. 70 °C

    Letní odsolování (MED)

    Multi-efektová destilace u elektrárny (910 GWh_t/rok) vyrábějící modelových 14 mil. m³ sladké vody za léto pro město, zemědělství a turismus.

    Sezónní přebytek · léto

    Období: Léto (mimo červencovou údržbu)

  4. 30 °C

    Modrá farma

    Nízkopotenciální teplo z kondenzátoru v těsné blízkosti elektrárny pro chov ryb (akvakulturu) a případnou teplou lagunu pro obyvatele.

    Zbytkové teplo · celoročně

    Období: Celoročně

Technické detaily a předpoklady
  • Sezónnost a paralelní odběry: BioPark (150 °C) a Modrá farma (30 °C) odebírají teplo celoročně; prostřední pásmo se střídá podle sezóny — v zimě dominuje vytápění města (105 °C, lednový průměr 375,2 MWt), v létě se přebytek přesměruje do odsolování MED (70 °C) mimo červencovou údržbu.
  • Omezení elektrického výkonu při odběru páry: každá odebraná megawatthodina páry snižuje výkon turbíny tím méně, čím nižší je teplota odběru — přibližně 0,27 MWe/MWt při 150 °C (BioPark 120 MWt ubírá 32,4 MWe), 0,18 MWe/MWt při 105 °C a 0,10 MWe/MWt při 70 °C.
  • Klíčová podmínka proveditelnosti: hospodárnost projektu stojí na včasném získání průmyslového odběratele pro BioPark (120 MWt celoročně); smlouvy s odběrateli tepla musí být podepsány před investičním rozhodnutím.
  • Reálné inspirace: dodávky průmyslové páry v dánském Kalundborgu (Novo Nordisk), dálkový horkovod Temelín–České Budějovice (26 km se dvěma potrubími) a jaderné vytápění či akvakultura v projektech Haiyang a Gravelines.

Podklady sekce: Týmová syntéza Dómitikos („Druhé dvě třetiny“)Pracovní technická studie a rešerše Plánu DČEZ – Bezemisní teplo z Temelína do Českých Budějovic (inspirace)Kalundborg Symbiosis – průmyslový ekosystém (inspirace)

Energetická a vodní bilance

Samotná poptávka ostrova po elektřině (2,802 TWh/rok) vytíží dva 300MWe bloky jen z 53 % a bez využití tepla skončí zhruba dvě třetiny energie paliva v moři. Čtyřstupňová kaskáda včetně letního odsolování zvedá celkové roční využití energie paliva ze 33 % na 63 %.

Denní diagram zatížení ostrova (relativní profil)

Jednotka: %Škála: 0–100 % špičkyZdroj: ENOL 26 – Diagram zatížení

Denní diagram zatížení ostrova (relativní profil) (%)%025507510000:0003:0006:0009:0012:0015:0018:0021:0023:00
Denní diagram zatížení ostrova (relativní profil) — tabulkový přehled (%)
HodinaHodnota (%)
00:0064
01:0058
02:0054
03:0052
04:0053
05:0058
06:0066
07:0076
08:0086
09:0092
10:0095
11:0094
12:0090
13:0087
14:0085
15:0084
16:0086
17:0090
18:0095
19:0099
20:00100
21:0094
22:0084
23:0073

Roční diagram zatížení ostrova (relativní profil)

Jednotka: %Škála: 0–100 % špičkyZdroj: ENOL 26 – Diagram zatížení

Roční diagram zatížení ostrova (relativní profil) (%)%0255075100LedenÚnorBřezenDubenKvětenČervenČervenecSrpenZáříŘíjenProsinec
Roční diagram zatížení ostrova (relativní profil) — tabulkový přehled (%)
ObdobíHodnota (%)
Leden100
Únor97
Březen88
Duben78
Květen70
Červen65
Červenec63
Srpen64
Září70
Říjen80
Listopad90
Prosinec98
Technické detaily a předpoklady
  • Rozlišení dvou metrik: ~53 % (přesně 53,3 %) vyjadřuje využití instalované elektrické kapacity (2,802 TWh_e děleno jmenovatelem 600 MWe × 8 760 h = 5,256 TWh_e). Odlišná metrika 33 % → 63 % vyjadřuje podíl využité energie jaderného paliva po započtení elektřiny (2,802 TWh_e) a užitečného tepla (1,051 TWh_t BioPark + 1,550 TWh_t CZT + 0,910 TWh_t letní odsolování; bez odsolování činí 57 %).
  • Sezónní režim a voda: v zimě dominuje vytápění města (průměr CZT 375,2 MWt v lednu oproti 33,4 MWt v červenci jen na teplou vodu). V létě mimo červencovou údržbu pohání 70 °C teplo odsolování MED (cca 65 kWh_t + 1,5 kWh_e na m³), které dodá modelových 14 mil. m³ sladké vody (~185 l na osobu a den).
  • Datová čistota: hodinové elektrické profily vycházejí výhradně ze zadaných diagramů zatížení (list GasNet v datovém souboru patří zadání č. 3 a nepoužívá se). Tepelná bilance se opírá o ověřené roční a sezónní souhrny týmového modelu, dokud nebudou doloženy samostatné měsíční řady.

Podklady sekce: ENOL 26 – Diagram zatíženíTýmová syntéza Dómitikos („Druhé dvě třetiny“)Pracovní technická studie a rešerše Plánu D

Odolnost, odstávky a kritérium N−1

Plánovaná výměna paliva probíhá po jednom bloku vždy v červenci, kdy stačí noční dobíjení baterie ze druhého bloku bez spuštění záložních paliv. Neplánovaný výpadek v lednové špičce (deficit až 257 MW) kryje čtyřvrstvá záloha: baterie, motory na biometan či HVO, řízení odběru a 3 GWh tepelný akumulátor.

Technické detaily a předpoklady
  • Červencová plánovaná odstávka (24měsíční palivový cyklus dle IAEA ARIS): jeden běžící blok po odečtení odběru pro BioPark (−32,4 MWe) a letní TUV (−6,0 MWe) dodává trvale 261,6 MWe. Proti dennímu zatížení 163,8–315,0 MWe vzniká špičkový večerní deficit 53,4 MWe (363,3 MWh/den), který plně pokryje baterie 100 MW / 400–500 MWh nabitá z nočního přebytku téhož bloku (609,2 MWh/den). Odsolování MED má v červenci plánovanou údržbu.
  • Lednový vynucený výpadek (N−1 ve špičce 500 MWe): okamžitý deficit činí ~232–257 MWe. Baterie v režimu tvorby sítě (100 MW / 400–500 MWh) zachytí frekvenci v milisekundách, do 2–5 minut naběhne 150 MW modulárních motorů na skladovatelný biometan či HVO (+120–150 MWt tepla), automatizované řízení odběru uvolní ≥20–70 MW (odpojení R&D pilotu DAC, rychlonabíjení a smluvní 50% omezení páry BioParku pro zisk ~16 MWe) a 3 GWh tepelný akumulátor samostatně kryje lednový průměr CZT (375,2 MWt) po dobu zhruba 8 hodin.
  • Výkonová a časová bilance & předmět ověření: rezerva baterie musí spolehlivě překlenout 2–5minutový náběh motorů a celková kapacita 400–500 MWh ohraničuje délku špičkového vykrývání. Dynamická stabilita sítě při výpadku N−1 (přechodová frekvenční odezva, setrvačnost a koordinace startu ze tmy) je výslovně vedena jako předmět ověření v navazující dynamické studii.
  • Pasivní jaderná bezpečnost a ochrana tras: AP300 udrží bezpečné chlazení minimálně 72 hodin bez vnější elektřiny a zásahu obsluhy (7 dní se zásobami v areálu); oba bloky jsou stavebně oddělené s vlastními zapouzdřenými rozvodnami (GIS), dvěma trasami 12km horkovodu a ostrovním řízením odděleným od veřejného internetu.

Podklady sekce: Týmová syntéza Dómitikos („Druhé dvě třetiny“)Pracovní technická studie a rešerše Plánu DWestinghouse AP300 SMR – technické podklady (inspirace)

Ekonomika a dělení výnosů

Kogenerace rozkládá vysoké fixní náklady jádra mezi elektřinu, průmyslovou páru, městské teplo a letní vodu. Výrobní cena elektřiny (LCOE) v modelovém základu klesá ze 180 na 145 €/MWh (−19,5 %) a návratnost investice se zkracuje z 15,0 na 11,8 roku.

Technické detaily a předpoklady
  • Modelový základ předpokládá roční tržby z tepla 79 mil. € a snížení odpadního tepla vypouštěného do moře o 62 % na každou megawatthodinu užitečné energie. V citlivostní analýze (změna CAPEX, úrokové míry, ceny tepla a odběrového koeficientu turbíny) zůstává úspora v pásmu 16–23 %.
  • Scénář rozdělení výnosů 50/50 a financování: pokud Rada rozdělí přínos z tepla rovným dílem mezi obyvatele a investora, cena elektřiny klesne o 10 % a návratnost vychází na 13,2 roku (při 100 % pro občany klesne cena o 19,5 % při návratnosti 15,0 roku; při 100 % pro investora zůstává cena 180 €/MWh a návratnost 11,8 roku). Vlastnický model navazuje na schéma Dukovan: 80 % stát, 20 % ČEZ, státní financování a 40letý CfD.
  • Rizika a odbyt tepla: vysoká počáteční investice prvních bloků SMR vyžaduje stabilní státní záruku a dlouhodobý odbyt. Hlavní citlivostí je příchod nájemce do BioParku — bez něj klesá úspora na ceně elektřiny jen na ~7 %. Letní odsolování MED přináší vodní bezpečnost a 63% využití paliva, ale cenu elektřiny snižuje jen okrajově (~1 €/MWh).

Podklady sekce: Týmová syntéza Dómitikos („Druhé dvě třetiny“)

Energetické trilema a výzva Radě ostrova

Týmové hodnocení podle metodiky ENOL dosahuje skóre 4,00 (bezpečnost), 4,33 (dostupnost) a 4,33 (udržitelnost) s indexem vyváženosti 0,93. Žádný pilíř není uměle vyhnán na úkor ostatních — odložení drahého zachytávání CO₂ ze vzduchu chrání cenovou dostupnost.

Technické detaily a metodika výpočtu
  • Výpočet indexu v buňce B35 sešitu ENOL: 1 − (MAX − MIN) / 5 = 1 − (4,33 − 4,00) / 5 ≈ 0,93. Vzorové hodnoty 2 / 3 / 4 v šabloně patří ukázkovému ostrovu; jednotlivá celočíselná subkritéria 1–5 z týmového výpočtu budou připojena po doložení týmového sešitu.
  • Energetická bezpečnost (4,00 / 5): plná palivová soběstačnost bez dovozu plynu či uhlí a zvládnuté krytí N−1 (baterie, 150 MW HVO/biometan, 3 GWh akumulátor, 72h pasivní chlazení), vyvážené závislostí na jedné hlavní jaderné technologii.
  • Dostupnost a rovnost (4,33 / 5): rozložení fixních nákladů mezi elektřinu, teplo, páru a vodu zlevňuje výrobu o 19,5 % (resp. −10 % při dělení 50/50) a drží stabilitu tarifů mimo výkyvy cen plynu; zbrzděním zůstává vysoký počáteční CAPEX.
  • Environmentální udržitelnost (4,33 / 5): bezemisní elektřina a teplo, o 62 % nižší tepelné znečištění moře na MWh užitečné energie, malý zábor půdy a ochrana před letním suchem; poctivě je započten zásah 12km horkovodu, BioParku a skladování paliva do krajiny.
  • Výzva Radě ostrova: schválit přípravu prvního bloku SMR a areálu, uzavřít smlouvy o odběru tepla (BioPark a městské CZT) před finálním investičním rozhodnutím a schválit Plán D v dvoufázovém režimu Stage-Gate.

Energetické trilema návrhu Dómitikos (index vyváženosti 0,93)

Jednotka: bodů z 5Škála: 0–5 bodů z 5Zdroj: ENOL 26 – Energetické trilema

Energetické trilema návrhu Dómitikos (index vyváženosti 0,93) (bodů z 5)12345Bezpečnost4,00 bodů z 5Dostupnost4,33 bodů z 5Udržitelnost4,33 bodů z 5
Energetické trilema návrhu Dómitikos (index vyváženosti 0,93) — tabulkový přehled (bodů z 5)
PilířHodnota (bodů z 5)
Bezpečnost4,00
Dostupnost4,33
Udržitelnost4,33

Podklady sekce: ENOL 26 – Energetické trilemaTýmová syntéza Dómitikos („Druhé dvě třetiny“)

Oddělený doplňkový scénář · Plán D

Plán D: Biogenní CO₂, mineralizace a opce DAC

Plán D je oddělenou rozvojovou větví mimo základní ekonomiku elektřiny a tepla. V první fázi zpracovává biogenní CO₂ z BioParku povrchovou mineralizací v recyklátu a pilotním využitím solanky spolu s podzemním ukládáním do čediče; komerční zachytávání CO₂ ze vzduchu (DAC) je jen podmíněná opce od prahu zhruba 220 €/t.

Technické detaily a předpoklady
  • Proč DAC nespouštíme naplno hned: v podmínkách roku 2026 se prokázané náklady přímého zachytávání ze vzduchu pohybují na 500–1 000 USD/t CO₂ (reálné kontrakty 600–1 200 USD/t), vlajkový závod Climeworks Mammoth zachytil hluboko pod projektovanou kapacitou 36 000 t/rok (675 t v 1. pololetí 2026 dle týmového přehledu, 105 t v roce 2024 dle pracovní rešerše) a i výhledy pro rok 2050 varují před 194–360 USD/t.
  • Fáze 1 (biogenní CO₂ + mineralizace + pilot): namísto ztrátového DAC zachytáváme koncentrovaný biogenní CO₂ z fermentace v BioParku (bodové náklady ~15–60 USD/t) a vážeme ho jednak povrchovou mineralizací v drceném demoličním betonu a recyklátu (princip Neustark, ~10 kg CO₂/t betonu, omezeno objemem místních demolic), jednak pilotním vysrážením uhličitanových plniv z odpadní solanky letního odsolování MED (14–19 mil. t/rok solanky) a podzemním rozpuštěním v ostrovním čediči v hloubce 500–800 m (princip Carbfix).
  • Podmíněná opce DAC (Stage-Gate): na zbytkové 80–100 °C páře SMR poběží pouze malý výzkumný modul pevného sorbentu (10–50 kt/rok). Rozšíření na komerční měřítko (~300 kt/rok) se spustí výhradně po prokázání poklesu nákladů DAC k ~190 €/t a při ceně smluvně zajištěného odstranění CO₂ kolem ≥ 220 €/t.
  • Prokázané jednotkové náklady mineralizace: 30–60 USD/t u ocelárenské strusky (<50–120 USD/t u alkalických odpadů), 71–159 USD/t u hlušin a 250–600 USD/t u mletí přírodních silikátů, ~24–30 €/t u in-situ čediče (případová studie pro bodový zdroj) a 48–62 USD/t až 1 395–2 315 USD/t u solanky podle zvolené elektrochemické cesty.

Podklady sekce: Týmová syntéza Dómitikos („Druhé dvě třetiny“)Pracovní technická studie a rešerše Plánu DCarbfix – podzemní mineralizace CO₂ v čediči (princip Plánu D)Neustark – mineralizace CO₂ ve stavebním recyklátu (princip Plánu D)

Tým

Návrh připravuje tříčlenný tým. Osobní jména se zobrazují až po jejich potvrzení.

Podklady a zdroje