Výroba elektřiny z vodních zdrojů je v porovnání se solární či větrnou energetikou méně závislá na rozmarech počasí či přírodních podmínkách. Na rozdíl od megalomanských projektů, jako je například čínské vodní dílo Tři soutěsky, které nezohledňují dopady na životní prostředí, ale v Evropě již dnes převládají malé projekty. Jde hlavně o průtočné vodní elektrárny, takzvané run-of-river, které se snaží být při ekonomické efektivitě i ekologicky co nejšetrnější.

V oblastech, které nemají vysoké hory, se nejčastěji jedná o řešení využívající řek se stabilním průtokem a jezů. „Tyto elektrárny nevyžadují stavbu přehrady a zaplavení území nad elektrárnou, což znamená i menší odpor z hlediska přijatelnosti veřejností. To je zároveň nevýhodou v případě, kdy není stabilní průtok, protože toto řešení neumožňuje kvůli absenci nádrže akumulaci vody,“ vysvětluje Pavel Rudolf, vedoucí Odboru fluidního inženýrství Viktora Kaplana z Energetického ústavu Fakulty strojního inženýrství VUT v Brně.

V Evropě je podle něj v současné době asi 15 procent celkového výkonu ve vodních elektrárnách dodáváno právě průtočnými elektrárnami. Typickou evropskou zemí využívající průtočné vodní elektrárny osazené Kaplanovými nebo přímoproudými Kaplanovými turbínami je Rakousko (oblast dolního toku rakouského Dunaje). Konkrétně jde o elektrárny ve městech Ybbs-Persenbeug, Melk, Aschach, Greifenstein a Freudenau, které společně vytvářejí celkový výkon asi 5,7 GW.

Mezi další evropské země s významným podílem průtočných elektráren patří Německo (dolní část Rýna) nebo Švédsko. „V Česku mezi novější elektrárny tohoto typu, postavené po roce 2010, patří například Obříství, Litoměřice či Štětí na Labi,“ dodává Pavel Rudolf s tím, že v Evropě je potenciál velkých řek již prakticky vyčerpán a možnosti rozvoje se skýtají právě malým vodním elektrárnám.

Podle Cechu malých vodních elektráren mají průtočné vodní elektrárny v našich podmínkách smysl. Více vody v řekách teče na konci podzimu a v zimě, kdy je elektřiny obecně málo. Pozdně podzimní a zimní nedostatek elektřiny se přitom v Česku bude ještě prohlubovat s předpokládaným dalším masivním rozvojem fotovoltaických zdrojů, respektive s odstávkou uhelných zdrojů. „Vodní elektrárny tedy vyrábějí a budou vyrábět maximum elektřiny v době jejího nedostatku, jde tudíž o cennou elektřinu. Výroba z malých vodních elektráren v České republice navíc kolísá spolu s průtoky velmi pozvolna. I proto například dispečink České přenosové soustavy v přípravě provozu na delší období odhaduje výkon malých vodních elektráren trvale na 300 megawattů v zimním období a na 200 megawattů v letním období,“ říká Vladimír Zachoval, předseda Cechu malých vodních elektráren.

Podle Skupiny ČEZ byl loňský rok mimořádný

Společnost ČEZ nedávno uvedla, že malé vodní elektrárny z jejího portfolia vyrobily v roce 2020 v Česku více než 229 milionů kWh elektřiny, meziročně o 16 % více a nejvíce za posledních 6 let. Svou produkcí pokryly roční spotřebu více než 65 000 českých domácností. I na malých vodních zdrojích se tak začíná projevovat nejrozsáhlejší modernizační akce v dějinách české hydroenergetiky, při níž dosud bylo zcela obnoveno 38 soustrojí na všech typech vodních elektráren Skupiny ČEZ po celé ČR. Investice vyšla na více než 3 miliardy Kč.

V pomyslné hitparádě malých vodních elektráren dominovala šumavská Vydra, která dodala do sítě 29 200 MWh bezemisní energie a pokryla tak spotřebu 8 500 domácností. Následovala ji malá vodní elektrárna Práčov, která leží na Chrudimce pod vodním dílem Křižanovice (16 100 MWh) a elektrárna Spytihněv na řece Moravě (12 700 MWh).

Potenciál je v horách

Podle Karla Kramla, ředitele společnosti Stream Hydropower, která se na řešení malých vodních elektráren specializuje, dosahuje průtočná vodní elektrárna například při porovnání se solární elektrárnou minimálně čtyřnásobně vyšší roční dodávky energie do sítě. „A přestože dodávaný výkon klesá s průtoky v řece v období suchých měsíců, je možné vodu akumulovat v jezové zdrži a elektrárnu provozovat ve špičkovém režimu, tedy v době největší denní spotřeby energie. V praxi to v případě malých vodních elektráren znamená větší nádrž nad jezem, v podstatě vznik malého horského jezera,“ vysvětluje Karel Kraml.

Významný potenciál pro výrobu elektrické energie pak mají podle odborníků právě horské oblasti bohaté na vodní zdroje. V těchto oblastech se setkáváme především s derivačními průtočnými vodními elektrárnami, které vodu z řeky odvádějí a následně ji zase do vodního toku po několika kilometrech vracejí. Na rozdíl od přehrad nevyužívá toto řešení Kaplanovy turbíny, ale spíše turbíny určené pro velké spády, jako je Peltonova či Francisova.

„Toto řešení umožňuje využití hydro-energetického potenciálu větší části řeky v řádech několika kilometrů, v některých případech až desítek kilometrů. Samotné stavební objekty jsou malých rozměrů a většinou nevyčnívají z krajiny. Odběrný objekt z řeky představuje obyčejně jen několik metrů vysoký jez s podzemní sedimentační nádrží na odstranění písku z říční vody, trubní přivaděč se pak vede buď pod zemí, anebo po povrchu a strojovna má charakter malé průmyslové stavby, u které se v posledních letech objevují designová provedení dle moderní architektury,“ popisuje Karel Kraml.

Česká republika však má pro takováto řešení příliš nízké a hustě osídlené hory. Vzít v českých horách vodu z řeky, vést ji do derivační vodní elektrárny a vrátit po několika kilometrech zpět do toku by znamenalo, že voda bude chybět obcím, průmyslovým podnikům či vodákům.

To, že energetický potenciál českých vodních toků pro výstavbu nových vodních elektráren je omezený, dobře ví i ČEZ. Ten se podle svých slov do budoucna bude soustředit především na modernizaci, tedy zvyšování efektivity provozu vodních elektráren, které se již v praxi osvědčily.

Mezinárodní agentura pro atomovou energii ke konci loňského roku registrovala 70 konkrétních návrhů malých modulárních reaktorů (SMR – small modular reactors), které jsou většinou definovány jako sériově vyráběné reaktory s výkonem do 300 MW a s poloměrem ochranné zóny do 300 metrů.

Hlavním principem SMR je uložení celého primárního jaderného okruhu do jedné kompaktní nádoby, kterou lze od zbytku elektrárny po vyčerpání paliva oddělit a relativně snadno vyměnit za jinou. Klíčové komponenty a systémy, tedy reaktor, oběhová čerpadla, parogenerátory a často i kompenzátor objemu jsou přímo ve výrobních závodech kompletovány do jednoho celku a následně transportovány a instalovány v budované elektrárně.

Nejdále v jejich vývoji pokročily firmy z jaderných mocností, jejichž vlády pokrok v oblasti jaderných technologií různými způsoby přímo podporují. Týká se to USA, Ruska, Číny, Francie i Velké Británie. Technologie SMR vyvíjí rovněž Kanada, Jižní Korea, Indonésie, Argentina a Saudská Arábie.

Uchytí se v severní Americe?

Na jaře roku 2020 udělilo ministerstvo energetiky USA kalifornské společnosti Oklo povolení k zahájení testů rychlého neutronového mikroreaktoru Aurora s výkonem 1,5 MW. V srpnu 2020 se SMR další americké firmy NuScale Power stal prvním a zatím jediným projektem tohoto druhu na světě, který obdržel osvědčení národního úřadu pro jadernou bezpečnost, že splňuje všechny jeho bezpečnostní požadavky. NuScale Power předpokládá, že první elektrárnu složenou z dvanácti samostatných modulů, z nichž každý bude mít výkon 77 MW, spustí v Idahu v roce 2027.

Letos v březnu slíbila kanadská vláda 45 milionů USD (téměř jednu miliardu korun) na podporu vývoje 300 MW solného reaktoru společnosti Moltex Energy Ltd. a kanadský federální regulátor v současné době přezkoumává zhruba deset dalších návrhů SMR.

Kanada je každopádně z různých důvodů v poměrně dobrém postavení, aby podobný systém dotáhla do praxe. Tamní firmy nemají sice kapitálové možnosti například amerických protějšků, mají však poměrně výraznou politickou podporu a dlouholetou tradici domácího jaderného průmyslu.

Kanadský trh je velmi specifický a v jiných podmínkách by sázka na rozvoj malých modulárních reaktorů měla zřejmě menší naděje na úspěch. Nedávná analýza jejich zavedení v českých podmínkách, kterou vedl František Hezoučký, dospěla k závěru, že tato technologie by byla v důsledku nejméně několikanásobně dražší než klasické, velké reaktory chlazené a moderované lehkou vodou.

V Kanadě to ovšem na řadě míst nemusí platit, protože tam stále řeší budování zdrojů energie v odlehlejších oblastech. Výstavba velkých reaktorů je v takových oblastech z praktických důvodů nesmyslná, ať již proto, že mají příliš veliký výkon, nebo by doprava dílů do takových oblastí byla prakticky nemožná. Ekonomické výhledy mohou také samozřejmě změnit i dodávky tepla z reaktoru, zvláště pokud se podaří dodržet slibované parametry. Jak jsme již ale uvedli, jde zatím o nevyzkoušenou technologii. Nasazení musí předcházet demonstrace takového systému.

Zvažovaná podoba nadzemní části reakktoru společnosti Oklo nazývaného Aurora (foto Gensler)
Zvažovaná podoba nadzemní části reakktoru společnosti Oklo nazývaného Aurora (foto Gensler)

Zbylé jaderné velmoci (a Česko)

V dubnu schválila první projekt SMR o výkonu 125 MW také čínská vláda. Modul, který vychází z domácí technologie ACP 1000 má být v jaderné elektrárně Čchang-ťiang v provincii Chaj-nan uveden do provozu dokonce už v roce 2026. Rusko na konci roku 2019 připojilo k síti plovoucí jadernou elektrárnu Akademik Lomonosov se dvěma reaktory s celkovým výkonem 70 MW.

Francouzský energetický gigant EDF je lídrem národního francouzského konsorcia, které vyvíjí lehkovodní reaktor 170 MW navržený tak, aby se mohl stát náhradou středně velkých elektráren na fosilní paliva. EDF podle vedoucího její divize nových jaderných projektů Xaviera Ursata očekává, že po roce 2030 bude řada zemí potřebovat nahradit ropné, uhelné a případně plynové elektrárny, jejichž areály budou ideálním místem pro instalaci SMR. Základní konstrukce francouzského reaktoru má být dokončena příští rok a mezitím chce EDF přesvědčit vládu, aby už do roku 2030 umožnila výstavbu pilotního zařízení, které se stane referenčním vzorkem a odrazovým můstkem k obchodní expanzi.

Na vývoji SMR pracuje také české Centrum výzkumu Řež, které je součástí skupiny ČEZ. V lednu loňského roku získal jeho projekt malého modulárního reaktoru s označením Energy Well patent Úřadu průmyslového vlastnictví a nyní probíhá příprava na výstavbu experimentální jednotky.

Praktické zkušenosti s malými (pod 300 MW elektrického výkonu) reaktory jsou relativně omezené, byť rozhodně ne špatné. Ovšem zcela chybějí zkušenosti s jejich výrobou ve větším množství, ve kterém má být skryto kouzlo snižování cen tohoto typu jaderného zdroje. Před několika lety studie OECD totiž odhadovala, že bez sériové výroby je cena jednoho malého reaktoru na jednotku výkonu zhruba o 50 až 100 % vyšší než u velkých tlakovodních reaktorů.

Jedinou možností se zdát být jen výroba ve velkém, nic jiného nedává ekonomický smysl. Ta je možná ovšem pouze v případě, že se projekt neukáže příliš technologicky náročný, uvádění do provozu proběhne bez velkých komplikací a provoz sám bude bezproblémový.

Plovoucí elektrárna Akademik Lomonosov v Peveku (foto Rosatom)
Plovoucí elektrárna Akademik Lomonosov v Peveku (foto Rosatom)

Paradoxní realita

Všeobecně se totiž předpokládá, že největší naději na nasazení ve větším měřítku mají tzv. tlakovodní reaktory, tedy velmi zjednodušeně a nepřesně řečeno zmenšená varianta reaktorů, které dnes slouží ve velkých elektrárnách typu Temelína. Tato technologie je nejlépe známá, nejen výrobcům, ale i regulátorům. A to i v malém měřítku, protože tlakovodní reaktory se používají také v současných ponorkách či letadlových lodích (technická řešení jsou trochu jiná, protože určení je také jiné, ale to není v principu důležité).

Paradoxně, dnes je v praxi nasazen vlastně jen jediný typ, který by se dal označit za malý modulární reaktor – a ten patří do jiné kategorie než mezi tlakovodní reaktory. Jedná se o indický těžkovodní reaktor s výkonem 220 MW s označením IPHWR-220. Jde o reaktor s konstrukcí právě kanadského původu, který Indové v průběhu let vylepšili.

Dnes provozují 16 reaktorů této nebo odvozené konstrukce, které všechny používají jako palivo přírodní uran. Indie tak nemusí stavět závod na obohacování paliva pro své reaktory. To je v souladu s dlouhodobou koncepcí indické jaderné energetiky, která mimo jiné usiluje o energetické využití thoria. Tempo indického jaderného vývoje je ovšem spíše pomalejší.

Jaderná energetika v současné době pokrývá zhruba 10 % celosvětové spotřeby elektřiny. V provozu je 440 jaderných reaktorů s celkovou kapacitou přibližně 400 GWe v 32 zemích a na Tchaj-wanu. Zhruba 50 reaktorů v 16 zemích je nyní ve výstavbě, zejména v Číně, Indii, Rusku a Spojených arabských emirátech.

Světová jaderná asociace (WNA) v této souvislosti upozorňuje, že pro nadcházející dvě desetiletí neexistují žádné pevné scénáře uzavírání starých jaderných elektráren a výstavby nových zařízení. Odhady hovoří o tom, že do roku 2040 se uzavře 154 reaktorů, zatímco 289 elektráren bude uvedeno do provozu.

Dřevo je materiál u stavařů i jejich zákazníků stále oblíbenější. Roli v tom hraje celá řada faktorů: cena, estetické preference zákazníků, nové metody jeho zpracování i lepší výpočetní modely. Díky nim totiž mají architekti přesnější informace o tom, jak velkému namáhání bude která část konstrukce vystavena.

Mluví se tak například o stavbách dřevěných výškových mrakodrapů, které dostaly podle skromného názoru autora ne zcela povedený marketingový název „woodscrapers“. Zastánci této myšlenky vypracovali poměrně přesvědčivé modely a projekty, podle kterých jejich převážně dřevěné konstrukce v kombinaci s menším podílem jiných materiálů (ocel, beton) mohou sloužit i ke stavbě budov o výškách řádově ve stovkách metrů. A také se již pracuje na stavbách, které mají teoretický potenciál alespoň zčásti se přeměnit ve skutečnost.

Švédská konstrukční společnost Modvion by ráda využila pokroku v oboru i zájmu o využití dřeva ve velmi specifickém segmentu – při stavbě větrných elektráren. V oboru pracuje několik let, na konci dubna 2020 pak svou první velkou dřevěnou větrnou elektrárnu i přivedla do provozu.

Pohled do nitra dřevěné větrné elektrárny (kredit Modvion)
Pohled do nitra dřevěné větrné elektrárny (kredit Modvion)

Jde zatím o spíše ověřovací kus s parametry, které k dnešním moderním větrným elektrárnám mají poměrně daleko. Samotná věž je totiž pouze 30 m vysoká, přičemž věže moderních turbín přesahují prakticky bez výjimky výšku 100 m. Velikost těchto zařízení v důsledku kombinace fyzikálních i ekonomických vlivů se v posledních letech nadále zvětšuje tak, jak to jen dovolují výrobní a logistické faktory.

V Modvionu si toho jsou samozřejmě vědomi, stejně jako v kancelářích jejich potenciálních partnerů. Společnost již uzavřela prohlášení o záměru se společnostmi Varberg Energi a Rabbalshede Kraft, které ovšem souhlasí pouze pod podmínkou, že se podaří rozměry dřevěných elektráren výrazně zvýšit. Podle Modvionu má Vartberg Energi zájem o 110 m vysokou věž, Rabbalshede Kraft projevila zájem o 10 věží o výšce minimálně 150 m.

Mezi zájemce se řadí také známá společnost Vatenfall, která na začátku října 2020 oznámila, že bude spolupracovat s Modvionem na využívání dřevěných věží pro pevninské větrné elektrárny. Vattenfall a Modvion společně podepsaly prohlášení o záměru vytvořit projekt rozvoje podnikání pro ohodnocení technologie výstavby a možné komerční využití dodávek dřevěných věží pro budoucí větrné projekty Vattenfallu. Portfolio Vattenfallu má potenciál přibližně 5 GW v projektech již realizovaných, připravovaných či ve výstavbě.

Byť tedy potenciál je značný a Modvion tvrdí, že je připraven dodávat své elektrárny již v průběhu roku 2022, dá se celkem spolehlivě předpovídat, že dřevěných „větrníků“ společnost postaví v dohledné době poměrně málo. Životnost větrných elektráren musí přesáhnout 20 let, pokud se mají náklady investorovi vrátit (doslova i s úroky), a tak se rychlý přechod na novou a stále ještě nevyzkoušenou technologii výstavby rozhodně nedá předpokládat.

První ověřovací věž firmy Modvion nědaleko Göteborgu (kredit Modvion)
První ověřovací věž firmy Modvion nědaleko Göteborgu (kredit Modvion)

Menší stopa

Zájemce ovšem láká možnost úspor. Finanční stránka projektu je v tuto chvíli samozřejmě stále ještě nedořešena a bude vyžadovat ověření v praxi. Již v tuto chvíli se ovšem zajímavě jeví možnost úspory při vykazování uhlíkové stopy zdroje. Což se při současném vývoji evropské energetiky a s ní spojené legislativy může brzy projevit také na rentabilitě daného zdroje.

Podle Vattenfallu může spolupráce s Modvionem snížit emise skleníkových plynů způsobených výstavbou o 25 %. „Dřevěné věže mohou být součástí našeho řešení pro snižování naší uhlíkové stopy, a tak přispět k naplňování našich cílů stejně jako například to, že využíváme ocel vyrobenou s využitím elektřiny z jiných než fosilních zdrojů,“ uvedl v tiskovém prohlášení Daniel Gustafsson, tedy ředitel sekce rozvoje pevninských větrných turbín Vattenfallu ve Švédsku.

Výpočty „uhlíkové stopy“ vždy do značné míry závisejí na volbě vstupních parametrů. Ale pokud se budeme držet údajů Vatennfallu, přibližně čtvrtina dopadů na klima způsobených výstavbou větrných turbín souvisí se samotnou věží, pro jejich stavbu se nejčastěji používá ocel, případně beton (který je samozřejmě využíván alespoň v základech vždy).

Úspora na uhlíkové stopě může být tedy několikanásobná: za prvé se mohou ušetřit emise spojené s výrobou oceli pro věž (pokud se nepoužívá při výrobě systém záruk původu elektřiny z neemisních zdrojů). Zároveň lze počítat i s tím, že se „uspoří“ uhlík ve dřevě obsažený. Navíc samotné dřevo může pocházet z nějakého certifikovaného udržitelného zdroje této suroviny, jeho provozovatel zajistí opětovnou výsadbu nových stromů.

Samozřejmě, ocel má tolik výhod, že ani podle Modvionu z věží samozřejmě nezmizí, podíl dřeva by však podle něj u řady konstrukcí mohl být vyšší než podíl oceli. Úspěch technologie dřevěných elektráren tedy nebude záviset jen na ní samotné, tedy na jejích praktických vlastnostech, ale také na tom, v jakém prostředí budou fungovat.

Energetická skupina SOLEK, za kterou stojí český podnikatel Zdeňek Sobotka. uzavřela smlouvu o úvěru k financování výstavby fotovoltaických elektráren v Chile o výkonu přes 110 megawattů. Francouzská investiční banka Natixis poskytne Sobotkovi až 80 miliony dolarů.

Společnost SOLEK, která vznikla v roce 2010, není v Chile žádným nováčkem: v této jihoamerické zemi působí už sedm let a postavila tam třináct solárních elektráren. Její elektrárny mají výkon asi 75 megawattů. Celkově společnost v Evropě a Jižní Americe instalovala elektrárny o celkovém výkonu přes 88 megawattů.

„Chile je a nadále bude základním stavebním kamenem našeho portfolia solárních elektráren. V dynamickém růstu celkové instalované kapacity ve fotovoltaice zúročujeme zkušenosti a důvěru, které jsme za dobu 7 let našeho působení v Latinské Americe získali,“ uvedl nedávno Zdeněk Sobotka, zakladatel a CEO skupiny SOLEK.

Nový úvěr ve výši osmdesát milionů dolarů poslouží k financování rozvoji portfolia fotovoltaických elektráren o kapacitě více než 110 MW. Francouzská banka Natixis dokázala skupině nabídnout lepší podmínky než tuzemské peněžní ústavy. Díky flexibilnímu úvěru bude možné do portfolia průběžně přidávat další projekty.

Vybrané společnosti ze skupiny SOLEK podepsaly zajištěný úvěr s pobočkou investiční banky Natixis v New Yorku. Získané finanční zdroje budou použity na rozvoj portfolia fotovoltaických elektráren v Chile v rámci zvláštního režimu země pro projekty distribuované výroby (PMGD).

Čtyři projekty

„S investiční bankou Natixis jsme se dohodli na zajímavějších podmínkách, než jaké byly schopny poskytnout domácí banky. Úroková sazba je atraktivní i v kontextu naší dluhové služby jako celku,“ uvádí zakladatel a CEO skupiny SOLEK Zdeněk Sobotka. Natixis patří v Chile k hlavním bankám, které financují stavbu menších solárních zdrojů o velikosti od tří do devíti megawattů, na něž se Sobotkova firma zaměřuje. Důvodem je to, že mají od vlády zajištěné výhodné tarify v ceně 60 dolarů za megawatthodinu.

Tento výhodný tarif ale končí v dubnu 2022, a tak má SOLEK  zájem dokončit fotovoltaik co nejvíce. Firma si zároveň část z nich nechá a bude je provozovat sama, aby měla zdroj pravidelných tržeb. Portfolio bude zpočátku zahrnovat čtyři projekty PMGD, tj distribuované výroby solární energie. Finanční struktura úvěru poskytuje flexibilitu pro přidání dalších projektů do portfolia v průběhu času po splnění úvěrových kritérií.

Energetické investice jsou dlouhodobého charakteru, proto je dostatek diverzifikovaných zdrojů financování jedním ze základních předpokladů k úspěchu. Kromě zmíněného financování skupina SOLEK umisťuje na trh již několikátou emisi korporátních dluhopisů a do financování jejích projektů dlouhodobě investuje také MW Investiční fond, který jen za poslední rok vykázal výnos 6,73 %. Velmi dobře se tak ukazuje, že investování do zelené energetiky a solárních projektů může být vhodnou alternativou k realitním fondům, akciím či komoditám pro diverzifikaci investičních portfolií.

SOLEK je energetická společnost podnikající v oboru obnovitelných zdrojů energie se zaměřením zejména na solární energetiku. Zabývá se projektováním, výstavbou a provozem solárních elektráren v Evropě a Latinské Americe. Na trhu působí od roku 2010, své aktivity rozvíjí především v Chile a k dalším lokalitám úspěšně realizovaných fotovoltaických parků patří i Česká republika, Slovensko či Rumunsko.

Z více než 1,3 miliardy lidí žijících na černém kontinentu jich má přístup k elektřině jen asi polovina a zatím nic nenasvědčuje tomu, že by se energetický hlad Afriky v nejbližší době výrazně snížil. Nejaktivnějším investorem do tamní energetiky je zatím Čína, v oblasti výstavby jaderných elektráren zase Rusko.

Potřeba elektřiny jen pro domovní a komerční využití by měla do roku 2040 celosvětově vzrůst o 20 %, avšak Afrika se na tomto přírůstku bude podle odhadů podílet pouhými 3 %. Podíl afrického kontinentu na celosvětové spotřebě všech energií by se ve stejném období měl zvýšit jen mírně ze současných 6 na 9 %. Druhý nejlidnatější světadíl, na kterém v současnosti žije přes 17 % světové populace, tak bude i v budoucnu využívat sotva desetinu celosvětově spotřebované energie. Tento nepoměr se ještě prohloubí, pokud se vyplní předpoklad, že africká populace by se do roku 2050 mohla téměř zdvojnásobit na 2,4 miliardy lidí.

Výkon energetické soustavy Afriky činí asi 160 GW, energetický systém se ale vyznačuje značnou nestabilitou a častými výpadky dodávek proudu, což podle odhadů způsobuje roční ztrátu 2–4 % HDP. Pro srovnání – z hlediska počtu obyvatel zhruba poloviční Evropa disponuje instalovaným energetickým výkonem téměř 1000 GW. Africká energetika je založena především na spalování ropy, zemního plynu, uhlí a biomasy, které dohromady tvoří 97 % zdrojů. Větrné a solární zdroje představují v dnešní Africe zhruba 2 % veškeré produkce elektřiny.

Do roku 2040 by měl jejich podíl vzrůst na 10 %. Díky dostatku slunečního svitu a klesajícím cenám solárních panelů by se na tomto přírůstku měly z větší části podílet fotovoltaické zdroje. V současné době je v Africe v komerčním provozu jediná jaderná elektrárna v jihoafrickém Koebergu. Další jaderný zdroj vyroste do roku 2022 v Egyptě. Elektrárnu s výkonem 4800 MW postaví ruský Rosatom, který má podepsaná memoranda o spolupráci v jaderné energetice i s dalšími africkými zeměmi – Keňou, Nigérií, Súdánem, Ugandou a Zambií.

Investice?

Rozvoj a stabilizace africké energetiky si podle odhadů vyžádají do roku 2030 investice ve výši 450 miliard dolarů. Podílet se na nich má Světová banka, jednotlivé země, nadnárodní korporace a také některé nevládní organizace. Světová banka doposud financovala čtvrtinu veškerých systémů domovní a lokální distribuce elektřiny v Africe. Soukromí investoři se podílejí zejména na výstavbě plynových elektráren, které jsou stabilním a relativně čistým zdrojem elektřiny a zároveň představují investici s poměrně rychlou návratností. Největším investorem do africké energetiky je Čína. Ta už v roce 2009 vystřídala USA v roli největšího obchodního partnera Afriky, a svou pozici od té doby posiluje.

Nevládní organizace upozorňují, že rozvojová pomoc proudící do africké energetiky se stále až příliš soustředí na fosilní paliva a energetický hlad kontinentu neřeší. Organizace Tearfund odhaduje, že při zachování současného investičního rámce bude v roce 2030 většina ze zhruba 700 milionů lidí, kteří v té době nebudou mít ve světě přístup k elektřině, žít stále především v subsaharské Africe. Řešením by mohly podle Tearfundu být decentralizované a lokální zdroje obnovitelné energie. Tento sektor má navíc potenciál zaměstnat jen v subsaharské části Afriky na 1,8 milionu lidí.

Přečerpávací vodní elektrárna Dlouhé stráně na Šumpersku díky zvýšení provozní hladiny horní nádrže o 70 centimetrů vyrobí o šest procent více elektrické energie než dosud. Hladina nádrže elektrárny byla zvýšena po důkladném technickém posouzení.

Původně umožňovala horní nádrž Dlouhých strání uložit v načerpané vodě 3500 MWh elektrické energie, po zvýšení její provozní hladiny o 70 centimetrů získali energetici prostor pro množství vody, které stačí k uskladnění dalších 200 MWh. „Pro elektrárnu je to velký přínos, který umožní efektivní využívání nových obnovitelných zdrojů a přispěje k dalšímu zvýšení stability v české přenosové soustavě,“ uvedl ředitel Dlouhých strání Vítězslav Chmelař.

Maximální provozní objem nádrží přečerpávací vodní elektrárny díky zvýšení hladiny vzrostl o téměř šest procent na 2,73 milionu metrů krychlových. Zvýšení provozní hladiny horní nádrže o 70 centimetrů, které se na dolní nádrži projeví 30 centimetry, předcházelo důkladné posouzení možností horní i dolní nádrže.

Přečerpávací elektrárna Dlouhé stráně byla zprovozněna v roce 1996 a její produkce v posledních letech roste. Energetické zařízení přitahuje turisty do regionu, který je na turistickém ruchu značně závislý. Přečerpávací elektrárny slouží jako obrovské akumulátory. V energetické soustavě mají funkci jak při využití přebytku energie, která se pak používá pro přečerpání vody z dolní do horní nádrže, tak v období jejího nedostatku, kdy elektřinu vyrábějí a prodávají za vyšší cenu.

Načíst další