Stejně jako ve většině vyspělých zemí i ve Švýcarsku rychle roste počet vozidel, která zcela, nebo alespoň z části pohání elektřina. Stejně tak se zvyšuje i podíl elektřiny, který se v této alpské zemi získává z obnovitelných zdrojů. Mladá švýcarská start-upová firma sun2wheel se rozhodla spojit oba tyto vývojové trendy a vyvinula nabíjecí stanici, která umožňuje použít baterie elektrických vozidel i jako úložiště energie.

Je dobře známou skutečností, že vozidla po většinu času nikam nejedou, nehýbají se, ale jsou někde zaparkovaná – doma v garáži, na parkovišti v místě zaměstnání, u supermarketu či leckde jinde. To samozřejmě neplatí jen pro auta na fosilní paliva, ale i pro elektromobily. Jejich baterie mají přitom mnohem větší úložnou kapacitu, než jaká je potřeba pro každodenní ježdění. Zakladatelé společnosti sun2wheel si tento fakt uvědomili a vytkli si za cíl využít potenciál této velké kapacity k domácímu nebo i firemnímu skladování energie.

Tento švýcarský start-up vyvinul nabíjecí stanici, pomocí které lze elektromobily nejen nabíjet, ale také z nich uloženou energii jednoduše získávat zpět. Elektřina vyrobená například s pomocí fotovoltaických panelů umístěných na střeše domu tak může být po určitou dobu uložena v elektromobilu parkujícím v garáži a následně znovu použita přímo v tomto domě. Takto uloženou solární energii lze použít například v noci, kdy fotovoltaické panely nepracují, k provozu důležitých elektrických spotřebičů, které musejí být neustále v činnosti, nebo třeba i k vytápění budovy tepelným čerpadlem.

Přednosti nabíjecího systému sun2wheel zde ale nekončí. Jeho dalším zajímavým rysem je jeho modularita. Lze jej totiž rozšířit o další baterie, které již třeba svou službu elektromobilitě splnily a nyní čekají na likvidaci. Systém lze v podstatě neustále rozšiřovat. Tuto možnost zvláště ocení například větší bytové domy nebo kancelářské budovy. Pro ně vyvinula sun2wheel speciální novou technologii V2G, aby rezidenti či firmy mohli vlastními silami vyrobenou solární energii co nejlépe využít a zvýšit tak svou energetickou soběstačnost. V komerčním kontextu skýtá tento ukládací systém ještě další výhodu: tzv. peak shaving. Díky němu je možné v jisté míře korigovat výkyvy v síti, resp. zátěžové špičky, a přispět tak k usměrňování ceny elektřiny.

Ke svému nabíjecímu systému vyvinula firma sun2wheel i vlastní software, který umožňuje optimalizovat všechny energetické toky mezi vozidlem, fotovoltaickým systémem, akumulátorem, budovou a veřejnou elektrickou sítí. Celý systém tak lze ovládat, jak je to dnes obvyklé, i prostřednictvím mobilu.

Ve Švýcarsku dosáhl v polovině letošního roku podíl elektromobilů a plug-in hybridů na veškerém tamním vozovém parku 23 procent. Je však třeba mít na paměti, že přesun k elektromobilitě má smysl pouze tehdy, když budou elektromobily využívat především energii získanou z obnovitelných zdrojů. A právě o to společnosti sun2wheel jde. Díky svému novému nabíjecímu/vybíjecímu řešení navíc rozšiřuje možnosti využití elektromobilních baterií, což v kontextu stále rostoucích nároků na energetickou infrastrukturu hraje a bude hrát nemalou roli.    

Poplatky za elektřinu a teplo dnes tvoří značnou část měsíčních výdajů z rodinných rozpočtů. A mnoho domácností se – vcelku oprávněně – obává, že ceny energií dále porostou. Možností, jak se pokusit stabilizovat rozpočet, je více. Domácnost může snížit spotřebu, přejít k jinému dodavateli nebo snížit závislost na distribuci zvenku tím, že si začne energii sama vyrábět. Vedle již dobře zavedené fotovoltaiky v současné době existuje i možnost vyrábět si doma elektřinu s pomocí malých větrných elektráren. Ale stojí vůbec zato postavit si doma na zahradě větrnou turbínu? Stojí, zejména v těch případech, kdy z nejrůznějších důvodů nelze instalovat solární panely.

Malá větrná elektrárna funguje velmi podobným způsobem jako ty velké. Vítr roztočí rotory a generátor díky tomu začne vyrábět elektrickou energii. Avšak na rozdíl od velkých větrných turbín mohou být tyto malé větrné elektrárny umístěny přímo na zahradě domu nebo na jiných, plochou nikterak rozlehlých místech.

Typicky mívají takovéto větrné systémy výkon kolem 30 kW. Vzájemně se mohou lišit tím, že některé mají větrné turbíny umístěny horizontálně, některé vertikálně, přičemž ty horizontální, které fungují zcela stejně jako velké větrné turbíny, poskytují o něco více energie.

Horizontální nebo vertikální?

Horizontální, tedy klasické větrné turbíny, produkují větší výkon než vertikální, ale podmínkou jejich fungování je, že musejí být stále vystaveny větru. To vyžaduje neustálé seřizování celého systému. Oproti tomu u vertikálních větrných turbín, ve kterých se rotory otáčejí kolem stacionární osy, seřizování není nutné, protože pro jejich fungování tolik nezáleží na tom, ze kterého směru vítr zrovna fouká. Vertikální turbíny jsou také méně náchylné na poryvy větru, jsou tišší a téměř nevytvářejí vibrace. Těmito klady tak vyvažují již umíněnou nižší účinnost v porovnání s horizontálními turbínami.

Výhody a nevýhody v porovnání se soláry

Větrné elektrárny mohou pracovat nepřetržitě, vše záleží pouze na větru, mohou tedy na rozdíl od fotovoltaiky vyrábět elektřinu i v noci. To je zřejmě jejich největší výhoda. Určitým problémem však je, že většině těchto malých turbín pouze mírný vánek pro dostatečný výkon nestačí. Aby mohly efektivně vyrábět elektřinu, měl by foukat vítr o rychlosti alespoň 10 metrů za sekundu, tedy 36 km/h. Na Beaufortově stupnici je to síla větru 5. stupně, což odpovídá již poměrně svižně vanoucímu ​​větru. Bez anemometru lze tuto sílu větru rozpoznat tak, že vítr je velmi dobře slyšitelný a větší větve i celé stromy se zcela zřetelně kývají.

Pokud je však síla větru jen o jeden stupeň nižší, tedy 4, dosahují takovéto malé větrné turbíny pouze 20 % jejich maximálního možného výkonu. V tomto ohledu tedy větrníky v porovnání se solárními panely prohrávají. Další nevýhodou je to, že většina větrných turbín vytváří určitý hluk, a to nejen v důsledku působení větru, ale také vlastními vibracemi. Než se tedy rozhodnete pro pořízení takovéhoto zdroje elektrické energie, měli byste si o tom promluvit i se svými sousedy, abyste se tak vyhnuli jejich případným stížnostem.

Jde to i efektivněji

Malým větrným turbínám se ale možná rýsuje světlejší budoucnost, než by se z dosavadních slov mohlo zdát. Nedávno se totiž na trhu objevily malé větrné turbíny od berlínské firmy MOWEA. Ty jsou speciálně navrženy pro použití ve městech a lze je sestavovat modulárně v různých prostorově limitovaných lokalitách, třeba na střechách domů jako soláry. Systém lze skládat na principu Lega do různých sestav, které firma označuje termíny Cube, Net, String a Champ. V případě potřeby lze vzájemně spojit i několik takovýchto systémů a je dokonce možné propojit je s fotovoltaikou.

Hlavní výhodou tohoto systému však je, že v porovnání s jinými malými větrnými turbínami je jeho výkon vyšší. K tomu, aby se uvedla do chodu, stačí této malé větrné turbíně již vítr o rychlosti 3 m/s. To podle stupnice odpovídá síle větru 1 až 2, tedy výrazně menší, než již zmíněných 10 metrů za sekundu, tj. 36 km/h, které jsou nutné pro iniciaci ostatních podobných větrných systémů.

 Jedna takováto větrná turbína má sice výkon pouze 0,5 kW, ale zajímavá je zde právě již zmíněná možnost propojení několika větrných turbín do sestavy. Již čtyři takovéto větrné turbíny tak mohou podle výrobce pokrýt energetické potřeby čtyřčlenné domácnosti. Domácí malá výroba elektřiny z větru má tedy svá nejlepší léta určitě ještě před sebou.  

Britská energetická společnost BP nedávno zveřejnila svou již tradiční zprávu o celosvětové spotřebě energií. Tento přehled, který společnost publikuje již 70 let, je respektovaným zdrojem informací a indikátorem nových trendů pro řadu firem působících v oboru energetiky, vládních institucí i nevládních organizací. Loňský rok však byl i v oblasti energetiky značně poznamenán pandemií covid-19, takže řadu údajů obsažených ve zprávě tentokrát nelze brát jako nástup nových vývojových směrů, ale mnohem spíše jako výkyvy. Například poptávka po ropě loni dramaticky poklesla, avšak nyní je již zřejmé, že v první polovině letošního roku se do značné míry vrátila k normálu. Bylo by tedy vážnou chybou myslet si, že loňský propad je začátkem nějakého nového dlouhodobého vývoje.

Globální spotřeba primární energie v loňském roce poklesla o 4,5 %, což byl největší meziroční pokles od roku 1945. Tři čtvrtiny tohoto poklesu přitom šly na vrub spotřebě ropy – vcelku pochopitelně, protože pandemie velmi dramaticky ovlivnila pohyb osob, tedy dopravu. K menšímu poklesu došlo také ve spotřebě uhlí, zemního plynu a jaderné energie. Spotřeba energie z obnovitelných a vodních zdrojů naopak poměrně výrazně vzrostla.

I přes prudký pokles spotřeby zůstala ropa s podílem 31,2 % největším zdrojem energie. Následovalo uhlí, které se podílelo 27,2 %, zemní plyn 24,7 %, voda 6,9 %, obnovitelné zdroje 5,7 % a jaderná energie 4,3 %. Fosilní paliva tak loni stále představovala 83,1 % světové spotřeby primární energie.

K poklesu spotřeby energie došlo na celém světě – zaznamenalo jej více než 95 % zemí, nejvíce pak USA, Indie a Rusko. Jendou z výjimek byla Čína, kde spotřeba energie meziročně vzrostla o 2,1 %. I tak to však bylo výrazně pod průměrným růstem Číny za posledních 10 let, který činil 3,8 %.

Globální emise oxidu uhličitého poklesly v roce 2020 o 6,3 %. Stejně jako u spotřeby energie to byl také největší meziroční pokles od roku 1945 a celoroční emise se celkovým objemem vrátily na úroveň zaznamenanou v roce 2011. Jak však uvádí zpráva, míra poklesu emisí uhlíku v loňském roce odpovídá hodnotě, které by měl svět dosahovat každý rok po příštích 30 let, aby bylo možné naplnit cíle Pařížské klimatické dohody.

(zdroj: BP)

Bez ropy to zatím nejde

V roce 2020 svět spotřeboval 88,5 milionu barelů ropy denně. To bylo o 9,3 % méně než v roce 2019 a zhruba to odpovídalo spotřebě ropy v roce 2012. Ropa i tak stále představuje téměř třetinu zdrojů světové spotřeby energie.

Celosvětová těžba ropy poklesla v roce 2020 o 6,6 milionu barelů denně. Asi dvěma třetinami se na tomto poklesu podílely země OPEC. Produkce ropy v USA poklesla o 600 000 barelů denně, což byl tamní největší meziroční pokles zaznamenaný od začátku frakovacího boomu.

V posledních letech je nejrychleji rostoucím fosilním palivem zemní plyn. Jeho průměrná spotřeba se v posledních deseti letech každoročně zvýšila v průměru o 2,9 %. V loňském roce se jej však stejně jako v případě ropy spotřebovalo méně – meziročně o 2,3 %. To znamenalo největší pokles poptávky po zemním plynu v historii a pouze třetí meziroční pokles zaznamenaný od roku 1965.

I v roce 2020 byly světovým lídrem v oblasti výroby a spotřeby zemního plynu USA.

Celosvětová spotřeba uhlí má od svého vrcholu v roce 2014 sestupný trend. Její loňský pokles o 4,2 % byl však největším meziročním poklesem v historii.

I v případě uhlí byla výjimkou Čína, která spotřebu zvýšila, a to o 0,3 %. Zůstává tak zdaleka největším světovým producentem i spotřebitelem uhlí – v obou případech s podílem přes 50 %.

V zemích OECD se naopak poptávka po uhlí snížila na nejnižší úroveň od roku 1965, kdy se začala tato celosvětová analýza provádět. Historicky největší pokles poptávky po uhlí zaznamenaly i USA.

Obnovitelné zdroje byly i v krizi na vzestupu

Spotřeba obnovitelné energie i přes obrovský celosvětový pokles poptávky po energii obecně pokračovala v trendu z předchozích let. Nárůst poptávky po ní dosáhl 10 %.

Spotřeba solární elektřiny vzrostla o rekordních 1,3 exajoulů (EJ), což byl nárůst o 20 %, největší podíl na nárůstu poptávky po energii z obnovitelných zdrojů však měly větrné elektrárny (+1,5 EJ).

Loňský nárůst kapacity solárních a větrných zdrojů byl v kontextu pandemické krize opravdu pozoruhodný. Solární kapacita vzrostla o 127 GW, zatímco kapacita větrných zdrojů se zvýšila o 111 GW. V případě větrné kapacity to přitom znamenalo téměř dvojnásobný meziroční nárůst. Dohromady tak nyní mají větrné a solární zdroje po celém světě kapacitu 1 441 GW. Pro srovnání: v roce 2010 to bylo 221 GW.

I v případě obnovitelných zdrojů byla největším producentem energie Čína (1 EJ), následovaná USA (0,4 EJ). Evropa přispěla k tomuto nárůstu produkcí 0,7 EJ.

Spotřeba jaderné energie v roce 2020 poklesla o 4,1 %, což však lze částečně připsat poměrně značnému nárůstu v roce 2019. Největším světovým konzumentem jaderné energie zůstaly USA s 31% podílem. Nejrychleji rostla spotřeba jaderné energie v Jižní Africe (+ 13,7 %), Jižní Koreji (+ 9,1 %) a Číně (+ 4,3 %), v celkovém množství spotřebované jaderné energie však největší nárůst vykázala Čína.

Je třeba zopakovat, že údaje za loňský rok se musejí brát s rezervou. Nelze totiž očekávat, že strmě klesající trend ve spotřebě fosilních paliv bude i nadále pokračovat, určitě ne tempem z roku 2020. Ze zprávy nicméně plyne, že investoři by se měli nadále již spíše vyhýbat uhelným společnostem, ale společnosti, které vyrábějí, přepravují nebo prodávají ropu a zemní plyn se zřejmě o svou budoucnost zatím nemusejí příliš obávat.

Zcela evidentní je, že nárůst větrné a solární energie je dlouhodobým trendem, který bude pokračovat a sílit. Výzvou do budoucna tedy bude především budování potřebné infrastruktury pro tyto zdroje a zvládnutí přechodu k elektromobilitě.

Na Kubě se v posledních dnech odehrály největší protesty za poslední desetiletí, kdy tisíce lidí vyšly do ulic komunisty ovládané země, aby požadovaly svobodu. Protestují však také proti vážné hospodářské krizi a výpadkům proudu. Pandemie vyostřila krizi, která se již několik let prohlubuje kvůli americkým sankcím vůči Kubě a nedávno i americkým sankcím vůči věrnému spojenci Kuby, venezuelskému Nicolási Madurovi.

Výroba energie na Kubě je silně závislá na ropných produktech – podle Mezinárodní energetické agentury (IEA) pochází kubánské zásobování energií především z ropných produktů, které se na výrobě energie podílejí z více než 80 %. Americké sankce vůči Venezuele však urychlily úpadek státní ropné společnosti PDVSA, která už tak v posledních letech měla potíže s udržením investic do údržby a oprav. Rozpad venezuelské produkce ropy a jejího vývozu snížil i dodávky na Kubu. Ostrov nemá dostatek topného oleje, který se dováží z Venezuely na základě barterové dohody mezi představiteli obou zemí z roku 2000. 

Venezuela je největším dodavatelem ropy pro Kubu na základě barterové dohody, kterou uzavřeli zesnulí vůdci obou zemí Hugo Chávez a Fidel Castro. Dohoda předpokládala, že Kuba bude dostávat pravidelné dodávky ropy výměnou za své vysoce kvalifikované lékaře a další odborníky, kteří budou pracovat ve Venezuele.

Zpřísnění amerických sankcí proti Madurovu režimu prohloubilo problémy venezuelského ropného průmyslu a Kuba se stala vedlejší obětí snížených dodávek venezuelské ropy. Nedostatečné dodávky ropy z Caracasu mnohahodinové výpadky proudu.

Výpadky elektřiny byly v posledních dnech jedním z hlavních důvodů kubánských protestů. Obyvatelé města San Antonio de los Baños, které minulý týden zažehlo pouliční protesty, tráví bez elektřiny 12 hodin denně, uvádí Caracas Chronicles. To přispívá k propadu ekonomiky, která se potýká jak s následky pandemie, tak potížem s ušlými zisky z turismu – ty současná krize ještě zhoršuje, protože lidé se vyhýbají cestám na Kubu. 

Kubánské úřady na konci června oznámily, že kvůli poruše v tepelné elektrárně Antonio Guiteras v Matanzasu bude až do 7. července docházet k celostátním výpadkům elektřiny. Jen několik týdnů předtím elektrárna prošla plánovanou údržbou. 

Snížení dodávek ropy z Venezuely, kolaps turistického průmyslu a pandemie vytvořily na Kubě dohromady opravdu výbušný koktejl. Obyvatelé požadují svobodu a odstoupení prezidenta Miguela Díaze Canela. Kubánci mají dost ekonomických potíží, vážných výpadků proudu, nedostatku potravin a léků a pokračujícího potlačování svobody slova. 
Podle vládních odhadů se kubánská ekonomika v roce 2020 propadla o 11 %. V letošním roce hospodářský pokles pokračuje. 

Jedná se o nejhorší situaci, kterou Kubánci zažili od humanitární krize na počátku 90. let během takzvaného “Período Especial”, která začala rozpadem Sovětského svazu a Rady vzájemné hospodářské pomoci, tedy hospodářského bloku socialistických zemí.

Kubánské úřady tento týden po protestech, které jsou v zemi, kde jsou nepovolená shromáždění nezákonná, vzácné, zatkly desítky lidí. Prezident Díaz Canel prohlásil, že protesty byly podníceny Spojenými státy, a vyzval kubánské “skutečné revolucionáře”, aby potlačili protesty “žoldáků”, což vedlo ke zvýšení násilí v kubánských ulicích. 

Protesty pravděpodobně nepovedou ke svržení kubánského režimu, protože v zemi neexistuje alternativní politické hnutí, které by mohlo zemi přivést k určité formě svobody a demokracie, uvádí Rafael Osío Cabrices z listu Caracas Chronicle.

Náklady na výstavbu a provoz nových fotovoltaických elektráren jsou nyní nižší než náklady na provoz stávajících uhelných elektráren v Číně, Indii a ve velké části Evropy. Podle nové analýzy BloombergNEF by však rostoucí ceny komodit mohly v druhé polovině roku 2021 mohly fotovoltaické projekty dočasně zdražit.

Trend dobře ilustruje zdražování polysilikonu. To je výchozí surovina pro výrobu kvalitního monokrystalického křemíku, ze kterého se vyrábí samotné panely. Cena polysilikonu se od května 2020 ztrojnásobila a Bloomberg NEF uvádí, že právě kvůli zaznamenal nárůst cen modulů o 7 % v Číně a o 10 % v Indii.

Růst cen komodit ovšem alespoň zatím nevedl ke zvýšení globálních nákladů na výrobu z fotovoltaiky. Bloomberg konkrétně používá ukazatel známý jako “dlouhodobé měrné náklady”, který se často také označuje anglickou zkratkou LCOE (“Levelised cost of electricity”). Veličina zobrazuje průměrnou nákladovou cenu jedné vyrobeného objemu elektřiny (tj. obvykle MWh) po celou dobu životnosti určitého zdroje.

Vývoj "dlouhodobých měrných nákladů" na výrobu elektřiny u vybraných zdroj elektřiny pro tři různé země (autor Bloomberg NEF)
Vývoj “dlouhodobých měrných nákladů” na výrobu elektřiny u vybraných zdroj elektřiny pro tři různé země (autor Bloomberg NEF)

Musíme ovšem doplnit, že ukazatel nezahrnuje náklady na adaptaci na nové zdroje energie, která také nebude nulová. Fotovoltaika nevyrábí na přání, takže dostupnost elektřiny v dobu, kdy nevyrábí, je nutné zajistit jinak. Na druhou stranu, externality spojené s produkcí fosilních paliv v současných cenách elektřiny také nejsou plně zahrnuty (tím myslíme například znečištění ovzduší či jeho zdravotní následky).

Ale vraťme se ke zprávě BNEF. Podle ní se dlouhodobé měrné náklady nově stavěných fotovoltaických zdrojů tedy zatím nezvýšily, i když ceny surovin už stouply. To samozřejmě dlouhodobě není udržitelné: “Pokud bude nárůst [cen surovin, pozn.red.] pokračovat i v druhé polovině roku 2021, mohl by znamenat, že nově postavené obnovitelné zdroje energie budou přechodně dražší, a to téměř poprvé za několik desetiletí.” Některé zprávy už naznačují, že bod obratu není daleko: v návaznosti na zvýšení spotových cen polysilikonu monokrystalické kvality oznámila minulý měsíc společnost LONGi, velký výrobce fotovoltaických panelů, zvýšení cen. A to bylo ještě předtím, že produkci tohoto čínského výrobce ještě narušila zemětřesení.

Podle BNEF je ovšem třeba vnímat dopady růstu cen komodit v souvislostech. Agentura připomíná, že většinu nákladů na moduly tvoří výroba, nikoliv materiály. Navíc dodavatelské řetězce absorbují část tohoto nárůstu dříve, než se dotkne výrobců. A ještě k tomu někteří výrobci mají dlouhodobé obchodní smlouvy, které je mohou před tímto nárůstem po určitou dobu izolovat.

Kdo je na světě nelevnější?

Možné zdražení ovšem zřejmě nezmění základní trend: fotovoltaika začíná být na vyrobenou kilowatthodinu opravdu nejlevnější. Alespoň podle metodiky BNEF je dnes pro téměř polovinu světové populace levnější postavit a provozovat fotovoltaické projekty než provozovat stávající uhelné elektrárny. (Už v minulých letech bylo podle této analýzy levnější stavět NOVÉ fotovoltaické projekty než NOVÉ uhelné elektrárny, teď by mělo být levnější i vypnout už FUNGUJÍCÍ uhelné bloky.) Celosvětový průměr dlouhodobých průměrných nákladů pro velké fotovoltaické parky v první polovině roku 2021 činil 48 USD/MWh, což je o 5 % méně než ve stejném období loňského roku a o 87 % méně než v roce 2010.

Ale “globálně” elektrárny nikdo nestaví, důležitou jsou samozřejmě náklady místní. Tak jak to vypadá na hlavních trzích? V Číně jsou podle odhadů BNEF náklady na výstavbu a provoz solární farmy nyní 34 USD/MWh, což je levnější než 35 USD/MWh provozu typické uhelné elektrárny. V Indii mohou nové solární elektrárny dosáhnout vyrovnaných nákladů 25 USD/MWh, zatímco průměrné náklady na provoz stávajících uhelných elektráren činí 26 USD/MWh.

V Evropě došlo od roku 2014 ke snížení vyrovnaných nákladů na nově postavené solární elektrárny o 78 %. Současné náklady se pohybují v rozmezí 33 USD/MWh ve Španělsku, 41 USD/MWh ve Francii. V Německu údaj BNEF vychází na 50 USD/MWh, což má být hluboko pod typickými náklady na provoz tamníc uhelných a plynových elektráren. U nich BNEF náklady pro rok 2021 odhaduje na více než 70 USD/MWh. Škoda, že jsme si v Česku fotovoltaiku zošklivili před 10 lety, kdy byly projekty několikanásobně dražší než dnes…

Kde na světě je jaký zdroj elektřiny nejlevnější (foto Bloomberg NEF)
Kde na světě je jaký zdroj elektřiny nejlevnější? Grafika agentury BNEF ukazuje, který typ zdroje elektřiny je ve vybraných zemích nejlevnější (alespoň podle metodiky BNEF) (foto Bloomberg NEF)

Analýza BNEF byla zveřejněna ve stejném týdnu jako zpráva Mezinárodní agentury pro obnovitelné zdroje energie, která zjistila, že 62 % (162 GW) celkové výroby energie z obnovitelných zdrojů přidané v loňském roce na celém světě mělo nižší náklady než nejlevnější nová varianta fosilních paliv.

V průběhu desetiletí 2010-2020 klesly náklady na elektřinu ze slunečního záření v případě fotovoltaiky o 85 %. Ve velké části světa představuje nejlevnější zdroj vůbec, uvádí se ve zprávě. Zpráva rovněž došla k závěru, že obnovitelné zdroje mají nižší provozní náklady než uhelné elektrárny.

V současné době je údajně po světě v provozu více než 800 GW uhelných elektráren, které by šlo levněji nahradit fotovoltaikou. V USA je 61 % (149 GW) celkové uhelné kapacity dražší než energie z obnovitelných zdrojů, v Indii je 141 GW uhlí dražší. A v Německu by neměla mít žádná stávající uhelná elektrárna nižší provozní náklady než nová fotovoltaická elektrárna.

Když v 50. letech minulého století fyzikové konečně dokázali napodobit v laboratořích proces, kterým vzniká energie na Slunci, jejich optimismus neznal mezí. Z dnešního hlediska naivně předpokládali, že nebude trvat dlouho a rostoucí hlad lidstva po energii budou z velké části pohánet termonukleární elektrárny.

V jejich centru mělo magnetické pole udržovat a stlačovat oblak rozžahavného plynu. Rozžhaveného na takové teploty, aby v nich docházelo za běžných podmínek nemyslitelnému jevu. Silně ohřátý plyn byl totiž změnen v plazma: z obalu atomu se tedy „odtrhnou“ elektrony a plyn se „rozloží“ na soubor elektronů se záporným nábojem a kladně nabitých jader atomů.

Stejně jako v jádru Slunce měly být v jádru těchto elektráren podmínky natolik extrémní, aby jádra atomů překonala čas od času svůj odpor a spojila se. Dostat tyto “malé magnety” k sobě je obvykle nemožné. Ale pokud dodáme jádrům dostatek energie (tj. zahřejeme protředí), čas od času se k sobě mohou přiblížit na velmi malou vzdálenost. Tak malou, že až na tak malou vzdálenost, že vzájemný magnetický odpor převáží přitažlivá jaderná. A obě jádra se sloučí v jádro těžší, přičemž se uvolní energie. Podobně jako v nitru Slunce.

V polovině 20. století se to zdálo jako hračka. Vědci vůbec netušili, že čím se budou snažit dosahovat vyšších parametrů plazmatu, tím víc se tomu bude plazma „bránit“. Tehdejší modely předpokládaly, že ztráty energie z plazmatu izolovaného v ve vakuové nádobě pomocí silného magnetického pole budou jen malé. Mělo se za to, že energie bude „utíkat“ pouze díky srážkám jednotlivých částic a jejich postupné difúzi (posunem) napříč magnetickým polem směrem k okraji plazmatu.

Až experimenty fyzikům ukázaly, jak se pletou. ukázaly, že zvyšování teploty plazmatu pomocí dodávání energie „z venku“ je jen málo účinné: přesněji řečeno vede k vyšší intenzitě turbulence a tím k rychlejšímu úniku energie z plazmatu. Tento proces následně znemožňoval plazma účinně zahřát na tzv. zápalnou teplotu a tím spustit termonukleární reakci.

Sen se náhle rozplynul, a přelom 70. let a 80. let byl mezi odborníky roky frustrace. I přesto, že v té době byla zahájena stavba dvou velkých tokamaků – TFTR v USA a JET ve Velké Británii –, praktické nasazení se zdálo být velmi daleko. Tokamaky jsou zařízení, které plazma drží v komoře ve tvaru pneumatiky. Vznikla v SSSR, dnes se považují za nejslibnější směr dalšího výzkumu a vývoje v této oblasti.

Problém ztrát se ovšem poměrně nečekaně vyřešil v roce 1982. Tehdy se německému fyzikovi Fritzi Wagnerovi a jeho kolegům začalo totiž plazma v jejich tokamaku ASDEX při experimentech chovat jinak, než očekávali. „Pod rukama“ jim plazma nečekaně přešlo do stavu, kdy došlo náhle k výraznému navýšení jeho teploty a hustoty v centru. „Vůbec jsme to nečekali, prostě se to stalo,“ vzpomínal Wagner o desetiletí později na objev, který obor posunul o míle vpřed.

Schéma tokamaku (foto Entler a kol.)
Schéma tokamaku (foto Entler a kol.)

Ukázalo se, že v novém režimu udržení plazmatu, který byl nazván H-mód (High confinement mode), se energetické ztráty výrazně snížily. Se stejným zařízením pak bylo náhle možné dosáhnout v podstatě dvojnásobné teploty v centru plazmatu. Jak se později ukázalo, příčinou je samovolné roztočení plazmatu poblíž jeho okraje. Tím se „roztrhá“ turbulence na okraji plazmatu a to se celé lépe „zaizoluje“.

Wagner si nejprve myslel, že tak dobrý výsledek musí být chyba. Když na žádnou nepřišel a jel své výsledky představit na první konferenci, nevěřili tomu zase jeho kolegové. Po jeho prezentaci ho „grilovali“ celé hodiny. Wagner byl v tu chvíli v těžkém postavení, protože v té době ještě ani nevěděl, jak vlastně H-módu dosáhl a co udělat, aby ho dosáhl znovu.

Ale postupně s kolegy nalezli „recept“ a H-mód se podařilo postupně generovat i v dalších tokamacích. Do oboru to vdechlo nový život a naději. Ukázalo se, že bude možné postavit a provozovat fúzní reaktor s požadovaným energetickým ziskem o přijatelné velikosti, a tím pádem i s přijatelnou cenou.

Tokamak COMPASS v pražském Ústavu fyziky plazmatu (foto IPP)
Tokamak COMPASS v pražském Ústavu fyziky plazmatu (foto IPP)

Bez nevýhod to nejde

Novinka měla i své stinné stránky. H-mód umožňuje dosahování výrazně vyšších parametrů plazmatu, nicméně je doprovázen novým typem nestability. Ta se vyznačuje periodickými „výtrysky“ plazmatu napříč magnetickým polem směrem ke stěně vakuové nádoby. Tyto výtrysky (podle anglické zkratky jim i čeští fyzici říkají ELMy) pro malá experimentální zařízení nepředstavují problém, protože nesou relativně málo energie a nepoškozují tudíž stěnu vakuové komory. Ovšem ve velkých fúzních reaktorech – včetně předpokládaných fúzních elektráren – budou představovat vážný problém, protože díky výrazně vyšší energii mohou stěnu poškodit. To by znamenalo opravu spojenou s odstávkou a faktický konec snů o praktickém nasazení fúzního zdroje energie.

Proto v posledních patnácti letech fyzikové z celého světa intenzivně hledali způsob, jak tyto nestability potlačit a zároveň plazma udržet v režimu H-módu. Postupně se podařilo najít několik způsobů, jak tohoto dosáhnout. Několik z nich je už zahrnuto do projektu tokamaku ITER. Zdá se ovšem, že by mohl existovat jeden relativně „elegantní“ způsob řešení problémů, který by stál za vyzkoušení – pokud bude kde.

Výsledky získané zhruba před deseti lety na tokamaku Alcator C-Mod, který pracoval na půdě slavné americké technické univerzity MIT, ukazují, že řešením by mohly být velmi silné magnety. Alcator byl jako jediné zařízení svého typu schopen generovat velmi vysoké magnetické pole až 8 tesel (8 T) a ukázal, že při využití magnetického pole o minimální velikosti kolem cca 5 T se plazma začíná chovat pro nás velmi příhodně: ztrácí málo energie jako v H-módu, ovšem bez těch nepříjemných nestabilit (ELMů).

Je to zcela zásadní výsledek, protože „ověřovací“ reaktor ITER, který má ukázat, že fúzi je možné ovládnout, má pracovat s magnetickým polem trochu vyšším než 5 T. Výhod magnetického pole by tedy měl být schopen využít – pokud o nich ovšem budeme vědět dost.

Alcator C-Mod totiž musel v roce 2016 ukončit provoz kvůli rozpočtovým škrtům. Jiný tokamak schopný dosáhnout podobných magnetických polí a s vhodnou geometrií plazmatu na světě dnes není. Většina v současné době provozovaných tokamaků pracuje s magnetickými poli o maximální velikosti do tří tesel, a to včetně nových supermoderních tokamaků v Číně či Jižní Koreji se supravodivými cívkami.

ITER sice bude mít dostatečné parametry, ale na podobné experimenty není úplně nejvhodnější, a to nejen proto, že do jeho spuštění ještě několik let chybí (má začít fungovat v roce 2025). Půjde o velký reaktor, jehož čas bude drahý, navíc má celou řadu dalších úkolů. S koncem amerického Alcatoru tedy celosvětově chybí menší a pružné experimentální zařízení, které by umožnilo experimenty s využitím silných magnetických polí nad pět tesel. Mezeru má zaplnit Česko.

Schéma tokamaku COMPASS-Upgrade (foto IPP)
Schéma tokamaku COMPASS-Upgrade (foto IPP)

Podle staronového kompasu

Československo, ba ani Česká republika, své vlastní větší fúzní zařízení přitom až do této chvíle nikdy nepostavila. V roce 2007 se ovšem do Čech přestěhoval (ze jednu libru koupený) původně britský a stále ještě poměrně “nový” experimentální fúzní tokamak COMPASS.

Čeští vědci si na něm vypěstovali novou expertízu a dovednosti do té míry, že se rozhodli přijít s projektem podstatně ambicióznějším. V Ústavu fyzika plazmatu tak v této době už probíhají stavbení práce na přípravě v podstatě nového zařízení v projektu, který má nepříliš originální název COMPASS Upgrade.

V původním COMPASSu bylo možné generovat magnetická pole o velikosti do 2 tesel. Zvýšit jej není z mnoha konstrukčních důvodů možné, takže nový projekt si vyžádá změnu i té nejniternější části zařízení: vakuové komory, ve které je drženo plazma, i magnetických cívek, které ho v ní mají udržet.

Projekt, který i tak dostal název COMPASS Upgrade, se rozběhl v roce 2017 a měl by být dokončen zhruba v polovině roku 2023. Měl by vyjít zhruba na 800 milionů korun – za ty peníze by mělo vzniknout zhruba 300tunové unikátní experimentální zařízení typu tokamak i systémy nezbytné k jeho provozu (napájení, vakuový a kryogenní systém, řada nových diagnostik atd.). Počítá se s využitím co největší části stávajících provozních zařízení COMPASSu, případně s jejich upgradem (měřicích přístrojů, části energetických systémů atp.), ale to lze jen do určité míry.

Samotný současný tokamak COMPASS, který tedy bude muset uvolnit místo v experimentální hale novému tokamaku. Ten se zřejmě znovu postěhuje, tentokrát na Iberský poloostrov: projevily o něj v rámci společného projektu zájem Španělsko a Portugalsko.

Nový COMPASS-U je navržený tak, aby se minimalizovalo riziko nějakých prodlev či problémů, ale o běžné průmyslové zařízení rozhodně nejde. Například magnetické cívky schopné generovat velmi vysoké magnetické pole budou vyráběny ze speciálního typu mědi. Cívky se budou během provozu chladit na teplotu kolem -180 °C, čímž dojde až k desetinásobnému snížení jejich elektrického odporu. Což je klíčové, protože jimi bude protékat elektrický proud až 200 000 ampérů (A). Napájení reaktoru zajistí několik rázových generátorů, které budou schopné dodávat výkon až 250 MW po dobu několika sekund.

Z hlediska údržby není experimtální tokamak vždy ideální zařízení (foto IPP)
Z hlediska údržby není experimtální tokamak vždy ideální zařízení (foto IPP)

Stejně tak vakuová komora, v které bude „levitovat“ plazma, bude vyrobena ze speciálního typu nerezové oceli, která neztrácí svou pevnost ani při vysokých teplotách cca 500 °C. Stěna bude v některých místech až čtyři centimetry silná, aby byla schopna bez problémů snést namáhání způsobené velkými elektromagnetickými silami, které by slabší konstrukci mohly vážně poškodit. Řešit se muselo i tepelné namáhání konstrukce, respektive některých dílů. Jen pár centimetrů od sebe budou měděné cívky chlazené na -180 °C a pak vakuová komora obsahující plazma, která bude zahřátá na teplotu 500 °C.

Co bude nového

Nový český tokamak by měl především pomáhat s přípravou zatím jen plánovaného prototypu fúzní elektrárny, který nese název DEMO. Zaměří se mimo jiné na řešení problému „unikajícího tepla“, tedy odvodu tepla z plazmatu. Magnetická past v tokamacích není a nikdy nebude dokonalá a částice, které se z ní uniknou, se musí z vakuové komory tokamaku odvádět. K tomu slouží otvor, nejčastěji umístěný na spodní části komory, známý jako divertor.

Divertor u dna plazmové komory tokamaku COMPASS v pražském Ústavu fyziky plazmatu (foto IPP)
Divertor u dna plazmové komory tokamaku COMPASS v pražském Ústavu fyziky plazmatu (foto IPP)

Divertor se snadno může teplem zničit. Předpokládá se, že u elektráren budou materiály divertoru muset dlouhodobě snést tepelnou zátěž podobnou té, které by čelily na samotném povrchu Slunce. Což by i u těch nejodolnějších materiálů vedlo k jejich rychlé destrukci. Týká se to jen velmi malé plochy, ale pokud se v tomto místě povrch zničí, další škody jsou nevyhnutelné. Proto se vyvíjejí metody, jak tento problém vyřešit.

ITER i COMPASS-U budou používat na nejvíce namáhaná místa v divertoru wolfram, a to buď čistý, nebo v podobě oceli potažené vrstvou wolframu. Wolfram je pevný, odolný a velmi těžko opracovatelný kov s teplotou tání 3 400 °C.

Ale ani to by u větších reaktorů nestačilo. Jeden trik je dopadající proud částic z plazmatu (a tedy i energii) rozptýlit na větší plochu. Fyzikové před povrch divertoru v daném místě „fouknou“ plazmatu do cesty trochu inertního plynu, který většinu energie pohltí a následně vyzáří na podstatně větší plochu. Stěna divertoru se pak sice zahřeje na větší ploše, ale na podstatně nižší hodnoty, čímž je zařízení chráněno.

I přes tento účinný „trik“ se nepovažuje otázka opotřebení stěny divertoru za zcela vyřešený problém. A tak se hledají další netradiční a inovativní přístupy. Jednou ze slibných metod, kterou má ve velkém rozsahu právě jako jediný na světě testovat COMPASS-U, je využití technologie tzv. tekutých kovů, především lithia, cínu a jejich slitin.

V tomto případě nebude povrch divertoru tvořen pevným wolframem, nýbrž velmi porézní wolframovou „houbou“, která do sebe bude z jedné strany „nasávat“ tekutý kov. Ten bude díky kapilárním silám vzlínat, až na povrchu „houby“ vytvoří tenkou vrstvu. Plasma dopadající na tento povrch bude vrstvu postupně odpařovat, ovšem na místo odpařeného kovu rychle přiteče jiný.

Tento výzkum probíhá v současné době především v zahraničí, zejména v Rusku či v USA, nicméně v celém světě neexistuje experimentální zařízení, v kterém by bylo možné tuto technologii zkoumat za podmínek podobných těm v budoucích reaktorech. Postup se ověřoval v malém na současném COMPASSu v roce 2019, ale plazma v něm nenese tolik energie. Nový COMPASS-U by měl být prvním zařízením, které umožní tento výzkum za podmínek relevantních pro provoz případných elektráren. Získá tak oficiální status evropského testovacího zařízení pro vývoj této technologie, což zase minimálně zjednoduší přístup k financím na provoz a experimenty.

Mořské vlny jsou nejen zdroj zábavy, potěšení i nebezpečí, ale také zdrojem energie. Zdrojem, který se prakticky nepoužívá, byť potenciál má ohromný.

Globální kapacita využitelné energie vln a přílivu je odhadována na 1 000 GW, což je téměř polovina současného instalovaného výkonu všech uhelných elektráren světa. Nejstarší přílivová elektrárna na světě byla postavena v letech 1966 – 1971 na pobřeží francouzské Bretaně a dosud vyrobila přes 27 TWh elektřiny.

Globální kapacita projektů vlnové a přílivové energie se od roku 2017 sice více než zdvojnásobila, ve srovnání například s větrnou energií jde ale o řádově nižší výkon. Zatímco kapacita větrných elektráren se v Evropě v loňském roce zvýšila o 14,7 GW, výkon evropských přílivových a vlnových elektráren vzrostl ve stejnou dobu jen o necelých 500 kW na celkových 11,2 MW.

Do konce roku 2020 vzrostla světová kapacita vlnových a přílivových elektráren na pouhopohých 65 MW, což je z globálního hlediska zcela zanedbatelné. Zajímavým příkladem propojení energie z tohoto obnovitelného zdroje a ekologicky čisté dopravy je např. dobíjecí stanice pro elektromobily na souostroví Shetlandy zprovozněná letos v březnu. Stanice je napájená elektřinou vyrobenou v přílivové elektrárně, která v oblasti známé vysokými přílivy a bouřlivým mořem pracuje už pět let.

Potenciál energie z vln (autor Ingvald Straume)
Potenciál využitelné energie z mořských vln. Hodnoty označují výkon na metr čela vlnobití v dané oblasti (autor Ingvald Straume)

Masivnějšímu rozvoji projektů využívajících energii mořských vln brání především technická a finanční náročnost výstavby těchto elektráren a tím i cena vyrobené elektřiny. Odhadovaná cena výroby jedné kilowatthodiny elektřiny v současných přílivových elektrárnách je asi 0,66 USD, zatímco kilowatthodina vyrobená ve větrné příbřežní elektrárně stojí jen 0,20 – 0,30 USD.

Evropská komise proto ve své strategii rozvoje obnovitelných zdrojů zveřejněné loni v listopadu počítá i s podporou přílivových a vlnových elektráren. Už letos by měl výkon těchto zdrojů v evropských vodách stoupnout o 6 MW, do roku 2025 o 100 MW a v roce 2030 by měly mít celkem 1 GW.

Podporu mořských elektráren zavádějí i jednotlivé země. Kanada a Čína, které patří v této oblasti mezi globální lídry, zavedly zvláštní výkupní tarify pro přílivovou a vlnovou elektřinu a aukce s předem stanovenými závaznými cíli mají i Portugalsko, Španělsko a Irsko a připravuje je Indie.

Kanadská vláda koncem roku 2020 oznámila přímou investici do společnosti Sustainable Marine z Nového Skotska, která vyvinula nový typ generátorů přílivové energie a měla by je už letos instalovat u tamního pobřeží na vodu s cílem získat až 9 MW výkonu. Projekt se stane součástí velkorysého programu podpory obnovitelné energetiky, do kterého Kanada v průběhu dvanácti let vkládá 180 miliard amerických dolarů.

Americké ministerstvo obrany se zase podílí na financování testů, které právě probíhají na havajském ostrově Oahu poblíž základny námořní pěchoty. Cílem je ověřit funkčnost systému, který zahrnuje generátor energie z povrchových vln, stanici na mořském dně a jediný kombinovaný kotvící, datový, komunikační a napájecí kabel.

Z hlediska budoucnosti vlnové a přílivové energetiky je pozoruhodný i projekt tří britských univerzit. Vědci budou v průběhu letošního roku ve dvou oblastech u pobřeží Walesu a Skotska sledovat pomocí dronů pohyb mořské hladiny a poté s využitím speciálních algoritmů vyhodnocovat rychlost a sílu proudění vody. Výzkumníci věří, že výsledky umožní zlepšení předpovědí pohybu vln, správné umístění turbín v mořských proudech i optimalizaci jejich konstrukce a ukotvení, což v důsledku povede ke snižování nákladů na výrobu mořské energie.

Pokud se v poslední době mluvilo Bavorsku v energetickém kontextu, obvykle to bylo v souvislosti s problematickými stránkami německé „Energiewende“. Například s velmi pomalým propojováním větrných parků na severu Německa s odběrateli elektřiny v jižní části země, například právě v Bavorsku.

Mohl by tak vzniknout dojem, že obyvatelé této rozlohou největší spolkové země mají k „zelené“ energetice výhrady. Ale podpora je podobná, podle některých průzkumů možná vyšší, než ve zbytku Německu – tedy vysoká. Kde však mají bezuhlíkovou energii brát?

Stejně jako ve zbytku Německa, také v Bavorsku roste odpor proti stavbě dalších větrných elektráren. Pro ty navíc nejsou na jihu Německa ani vhodné klimatické podmínky. Stejná turbína vyrobí v Bavorsku o polovinu méně elektřiny než v dobré lokalitě u Severního moře. To zcela zásadně mění ekonomiku provozu – v Bavorsku se prostě tyto zdroje v dohledné době sotva vyplatí. S fotovoltaikou by mohla být situace o něco lepší, ani pro ni Bavorsko není ideálním místem.

Situace je o to horší, že „zelené“ zdroje by měly nahradit nejen zdroje elektřiny, ale i tepla. V soukromých domácnostech dnes připadá drtivá část spotřeby energie (více než 80 %) na ohřev vody a topení. Buď musí vyrobit o to více elektřiny, nebo se musí najít jiné řešení. Bavoři ho hledají pod zemí, ve využití geotermální energie.

Nad předhlubní

Mnichov leží v oblasti, které geologové říkají Alpská předhlubeň ležící od Alp až k toku Dunaje. Ještě během třetihor to byl mořský průliv. Ten postupně zaplnily nánosy, které tam ukládaly řeky stékající z hor. Koncem třetihor však zemská tektonika sedimenty současně s celými Alpami vyzdvihla a moře vymizelo.

Podél severního úpatí Alp se tak táhne obří prohlubeň vyplněná propustnými sedimenty. Voda ze srážek, které se zastaví o severní hřeben Alp, po jejich skalnatém podloží tedy rychle klesá, ale jen do určité hloubky. Její tok v podstatě kopíruje průběh dna „vany“, tedy Alpské předhlubně. Valí se tak na sever a začne znovu postupně stoupat směrem k povrchu.

Během své podzemní exkurze se voda nejen do určité míry mineralizuje, ale především se samozřejmě ohřeje od okolní horniny. Několik kilometrů pod Mnichovem tak proudí doslova podzemní řeka s teplotami od 65 až do 100 °C (v závislosti na místě, ale především na hloubce). Horká voda v těchto místech proudí vápencovými vrstvami, které mají i další pro geotermální energii důležitou vlastnost: jsou dostatečně propustné. Jednoduše jde o horniny dostatečně porézní, ze kterých lze tedy horkou vodu odčerpat. Pro ekonomické využití geotermální energie je to extrémně důležitá podmínka.

Pokud je v daném místě geologická struktura s vysokou teplotou, ale velmi nízkou propustností, tak z ní prostě nelze teplo odebrat. Typickým příkladem takové horniny může být žula; z ní se voda bez rozbití v podstatě čerpat nedá. Pokud jde o horninu s nízkou teplotou, ale vysokou propustností, tak ani z velkých objemů není možné dosáhnout dostatečné účinnosti. Typickým příkladem může být pískovec: je velmi propustný, ale většinou má nízkou teplotu.

Ukázka geotermální instalace (kredit BTH)
Geotermální energie má proti jiným obnovitelným zdrojům tu velkou výhodu, že na povrchu zabírá malou plochu (kredit BTH)

Teplo jen ze země

V Mnichově jsou obě podmínky splněny a využití energie skryté pod zemí je tedy relativně přímočaré. Do horké horniny se jedním vrtem tlačí voda (či jiná podobná kapalina), z druhého se vyčerpává ohřátá. V jednodušší variantě se pak ohřátá kapalina používá pro vytápění/ochlazování domů. Pokud jsou teploty dostatečně vysoké, lze tento systém využít i k výrobě elektřiny, ale na to jsou zapotřebí opravdu poměrně příhodné podmínky: teploty vyšší než 100 °C a velmi propustná hornina, aby tok byl dostatečně silný. Teploty vody proudící pod Mnichovem jsou na to většinou nízké, lepší podmínky jsou ve větších hloubkách blíže Alpám.

Město chce mnohem spíše využívat jednodušší a finančně méně náročné mělčí vrty, které pak mohou posloužit k vytápění. Do roku 2040 by Mnichov chtěl mít také veškeré dodávky tepla kryté vlastní produkcí z obnovitelných zdrojů, především právě z geotermální energie. Projekt má na starosti městská firma SWM (Stadtwerke München).

Přechod na geotermální energii není levný, odhady celkové ceny jsou v řádech miliard eur. Návratnost těchto projektů by také pro ryze komerční subjekty, které si musí půjčovat na běžném trhu, mohla být velmi problematická. Pohybuje se totiž kolem deseti let – a to za předpokladu, že se projektu vyhnou komplikace, které geotermální elektrárny mohou doprovázet.

Získávání energie z pod povrchu země má dlouhou tradici. Obvykle jde o energie ve formě hmoty, kterou pak nad zemí spálíme. Pod zemí se ovšem skrývá energie volná, pravda ve své nejméně ušlechtilé podobě: jako teplo.

S každým kilometrem, který urazíme směrem do nitra Země teplota stoupne v průměru o 30°C. Zhruba tři kilometry pod povrchem tak je k dispozici voda, která by se dala využít například k vytápění. (Ne přímo, přes tepelný výměník, aby mineralizovaná voda nezanášela potrubí.)

Princip je jednoduchý: v podstatě stačí vytahovat ze země teplou vodu, teplo z ní “vytáhnout”, a pak se jí nějak zbavit. Nejčistší způsbo je ji jiným, blízkým vrtem vrátit do stejných hloubek. To sice stojí energii navíc, ale zase nemusíme řešit, co s vyčerpanou vodou z podzemí, která se kvůli velkému množství minerálů nemá prakticky žádné využití.

Kde to jde

Využití této tzv. geotermální energie je samozřejmě lákavá a lidé už s tím dlouhá desetiletí experimentují. Výsledky jsou ovšem až na výjimky horší, než by první pohled naznačoval. Aktuálně je produkce geotermální energie nejvyšší v USA (3,6 GW ), vysoká míra využití je díky příhodným geologickým podmínkám také na Filipínách (1,9 GW ) nebo v Indonésii (1,8 GW ). Nový Zéland má kapacitu 0,9 GW, Island 0,6 GW.

Silným hráčem na tomto poli začíná být Turecko, které v roce 2020 plánuje otevřít velkou geotermální elektrárnu využívající čtyři vrty do téměř pětikilometrové hloubky. Instalovaná kapacita země tak bude vyšší než všech zemí EU dohromady.

Zkušební vrt v českém středisku Ringen pro výzkum geotermální energie (foto: 
Ringen)
Zkušební vrt v českém středisku Ringen pro výzkum geotermální energie (kredit
Ringen)

Země EU získávají celkem 1,3 GW geotermální energie. Předpokládá se, že do roku 2050 by mělo dojít k výrazném, někde snad až tisícinásobnému nárůstu využívání geotermálním energie v každé ze zemí EU. Bude ale záležet na místních podmínkách, kterou nejsou všude stejné. Ostatně, my můžeme spíše závidět: některé oblasti těsně za českými hranicemi mají zřejmě výrazně větší potenciál než Česko.

V současné době je podíl elektrické energie získávané z geotermálních zdrojů v rámci EU cca 0,4 %. Udává se, že z celkového globálního potenciálu geotermální energie se v současné době využívá zhruba 1 %. V řadě zemí lze předpokládat velmi zajímavý potenciál rozvoje (Maďarsko, Chorvatsko, částečně snad i Slovensko).

V některých vybraných zemích je ovšem dnes podíl využívané energie dosti vysoký. Na Island je to například 28 %, v Salvadoru 25 %, v Keni 20 %. Z velkých evropských zemí má největší kapacity Itálie, která z geotermálu pokrývá zhruba 3 % své spotřeby.

Tři cesty

Prakticky se nabízí tři možnosti. První je provozovat velmi mělké vrty, které sahají do hloubky pár stovek metrů, a doplnit je tepelným čerpadlem. Není to masivní zdroj energie; ušetří zhruba 30 procent energie na vytápění, případně v létě na chlazení. Návratnost je tedy v řadě případů sporná, protože náklady na vrt jsou příliš vysoké.

Další možností je vrtata do již zmiňovaných hloubek kolem tří kilometrů. Zvláště pokud jsou hodně propustné (tedy ideálně nějaké měkčí usazeniny) je možné z takových hloubek celkem účinně čerpat vodu o teplotách, které se hodí na vytápění.

Třetí, technicky nejnáročnější možnost si žádá vrty do hloubek do míst, kde teploty dosahují alespoň 120°C. Což je většinou do hlouběk přesahujících čtyři kilometry. Pokud je v takovém vrtu dostatek vody (dává přes 100 litrů za minutu), lze z nich už vyrábět elektřinu i elektřinu.

Na většině míst světa jde ovšem výroba geotermální elektřiny příliš drahá. Už proto, že samotná geotermální elektrárna má ohromnou spotřebu. Některé zdroje spotřebuji polovinu vyrobené elektřiny na pohon čerpadel, které tlakují vodu do vrtů. Vyplácí se pouze v místech, kde tak hlubkové vrty nejsou zapotřebí (například Island, Filipíny, Turecko, západ USA a pár dalších).

Geotermální elektrárna Nesjavellir na Islandu. Tato druhá největší geotermální elektrárna na Islandu má výkon 120 MW elektřiny a 150 MW v teple. Ale využívá zcela ojediněle přiznivých podmínek Islandu. (foto: Gretar Ívarsson)

Návratnost vrtů do menší hloubek může být i v méně příhodných geologických podmínkách zajímavější. Návratnost by se teoreticky měla blížit hodnotám, které dělají geotermální energii zajímavým zdroj nízkoemisního tepla (zvláště pokud by emitující zdroje byly zatíženy uhlíkovou daní). Pokud se ovšem nestane problém…

Zatrápená zeměstření

Geotermální zdroj lze využívat pouze, pokud je hornina dostatečně propustná. V některých místech, především v měkkých a propustných sedimentech, to není problém. Někde – a vždy při vrtech do hodně velkých hloubek – tomu ovšem je nutné pomoci.

K tomu se používá dnes již velmi osvědčený těžební postup známý jako hydraulické štěpení. Spočívá v tom, že se do vrtu pod velkým tlakem vtlačí kapalina, která skály doslova roztrhá.

Ukázka hydraulického štěpení známého také jako “frakování” (anglicky “fracking”). Obrázek zachycuje i možnost vzniku štěpením vyvolaných otřesů, o kterých ještě budeme mluvit. (kredit: Mikenorton)

Štěpení je ve větších hloubkách nezbytné, má však svá rizika. Za určitých okolností (pokud je v místě například do té doby neznámý zlom) může vyvolat i poměrně silné otřesy.

Slavný, či spíše neslavný, je příklad z roku 2006, kdy se objevily otřesy na geotermálním projektu v Basileji. Tamní vrt byl hluboký cca 4,5 kilometrů a štěpení vyžadoval. V jeho důsledku (až po ukončení štěpení, ale téměř jistě v souvislosti s ním) tu došlo zemětřesení s magnitudem zhruba 3,4.

O několik let později, v roce 2013, došlo k problémům na dalším projektu v St. Gallenu. V tomto případě těžaři narazili na ložisko zemního plynu. Operatáři museli zabránit úniku plynu a využili k tomu připravenou speciální tekutinu. Při tom ovšem bohužel došlo k natlakování okolní horniny, které vedlo k nechtěnému štěpení usazenin relativně blízko povrchu. To znovu způsobilo otřesy o magnitudu 3,5. Po těchto událostech Švýcarsko přistupuje ke geotermální energií již velmi opatrně.

Podobných událostech lze podle odborníků nepochybně předcházet, či přesněji lze riziko jejich vzniku výrazně snížit. Problém je ovšem v tom, že stačí jedna chyba, nerozvážnost či smůla a i slibný projekt může skončit. Ani energie z nitra Země není “bezpracná”.

Od začátku letošního roku odebírají všechny polské továrny a kanceláře společnosti 3M elektřinu ze 100% obnovitelných zdrojů. Zelená energie se v polských závodech 3M použije k výrobě více než 12 tisíc produktů. Přechod na obnovitelné zdroje energie umožní společnosti výrazně snížit uhlíkovou stopu a emise oxidu uhličitého.

3M je od roku 2019 členem RE100, globální iniciativy pro udržitelný rozvoj vytvořené neziskovou organizací The Climate Group. Ta sdružuje společnosti, které si kladou za cíl využívat 100% obnovitelnou energii a snížit emise CO2 v ovzduší. Firma se zavázala, že do roku 2050 budou všechny její světové centrály využívat elektřinu z obnovitelných zdrojů. Na základě zelené strategie společnosti 3M se také předpokládá, že do roku 2025 bude tvořit podíl obnovitelné energie odebíraný ve všech pobočkách 3M nejméně 50 %.

Jedno z největších výrobních center 3M na světě se nachází v polské Vratislavi. Významné jsou také závody v Rabce a Janinově. Centrum globálních služeb a 3M Poland se nachází v Kajetanech poblíž Varšavy. 3M vyrábí přes 12 tisíc různých produktů pro automobilový, farmaceutický, zdravotnický, potravinářský, elektronický, spotřební a letecký průmysl, které se od nynějška budou vyrábět s pomocí zelené energie.

Společnost podepsala smlouvu na nákup elektřiny z obnovitelných zdrojů pro všechny lokality v Polsku. Energie pochází polských z větrných a solárních farem. Záruku původu dodávky zelené energie vydává výrobcům polský Energetický regulační úřad. Objem zelené energie dodávané do polských továren a kanceláří společnosti 3M bude činit přibližně 60 gigawatthodin ročně. Využití zelené elektřiny vyprodukuje v porovnání s uhelnou energií o 47 000 tun CO2 méně. Tolik oxidu uhličitého by muselo 700 tisíc stromů čistit 10 let.

I v Česku 3M používá energii z obnovitelných zdrojů. 3M v České republice sice nemá žádný ze svých výrobních provozů, ale její kanceláře v pražském byznys parku na Chodově odebírají podobně jako kanceláře a továrny v Polsku pouze certifikovanou, 100% ekologicky vyrobenou elektřinu v rámci produktu Energie EKO Gold od Pražské energetiky.

Načíst další