Evropský parlament požaduje, aby si Evropská unie připravila plán na výrobu “zeleného” vodíku (tedy uhlíkově neutrálního) za komerčně konkurenceschopné ceny. Mezi členy parlamentu však panují neshody ohledně toho, zda a v jaké míře do té doby podporovat využívání vodíku vzniklého s pomocí fosilních paliv.

Zelený vodík je klíčovým bodem strategie EU zaměřené na dosažení uhlíkové neutrality v polovině tohoto století. K tomu, aby se stanovené cíle podařilo naplnit, však bude Evropská komise muset výrazně podpořit výzkum a stanovit jasnou investiční strategii, aby byla tato technologie komerčně konkurenceschopná, píše se v nedávné zprávě Evropského parlamentu.

Výroba zeleného vodíku, tj. dělení molekul vody na vodík a kyslík pomocí elektřiny získané z obnovitelných zdrojů, je technicky proveditelná, ale v současné době velmi nákladná, takže rozhodně nemůže ekonomicky konkurovat výrobě vodíku z fosilních zdrojů. Evropská komise ale chce podle své Vodíkové strategie, kterou zveřejnila loni, instalovat do roku 2030 v unijních zemích 40 GW elektrolyzérů na štěpení vody. Ty by měly produkovat až 10 milionů tun zeleného vodíku ročně. Do roku 2050 by se tak měl zelený vodík stát klíčovou součástí evropského energetického mixu, to si však v příštích zhruba 30 letech vyžádá investice až 470 miliard eur, tedy zhruba 12 bilionů korun.

Evropská komise proto již v příštím roce bude iniciovat založení partnerství pro čistý vodík s názvem Clean Hydrogen. Jeho hlavním cílem bude vyvinout technologii výroby, skladování a distribuce obnovitelného vodíku. EU tuto iniciativu podpoří 1 miliardou eur, dalšími masivními investicemi by měl přispět průmyslový sektor. Momentálně je v plánu vznik 6 partnerství veřejného a soukromého výzkumu, která se zaměří na dekarbonizaci konkrétních průmyslových odvětví, jako je železniční a letecká doprava či výroba oceli.

Šedomodrá fáze přechodu

Ve výrobě tzv. šedého vodíku hrají podstatnou roli fosilní zdroje a zůstává tak po ní výrazná emisní stopa CO2. Na druhou stranu je takto vyrobený vodík relativně levný, což hraje podstatnou roli při jeho prosazování do praxe. Při výrobě tzv. modrého vodíku sice vzniká výrazně méně emisí, avšak náklady na jejich redukci výrobu prodražují.

Evropský parlament podporuje tzv. zelený vodík, nevytvářející žádnou emisní stopu, současně však nezavrhuje variantu využívání šedého či modrého vodíku v přechodné fázi, kdy bude třeba vybudovat distribuční síť a celkově nastartovat trh vodíkové energetiky. Součástí tohoto scénáře však bude muset být i postupné vyřazování „nezelených“ energetických zdrojů.

Aktuálně je jedním nejvýznamnějších vodíkových projektů, a to jak v Evropě, tak celosvětově, projekt Refhyne. Výstavba tohoto 10 MW elektrolyzéru začala v roce 2019. Pro rafinerii společnosti Shell v německém Wesselingu jej buduje společnost ITM Power. Po zprovoznění letos v červenci by měl vyrábět až 1 300 tun vodíku ročně.

Španělsko aspiruje na vodíkového lídra

Skvělé podmínky pro to, stát se výhledově jedním z hlavních evropských uzlů výroby zeleného vodíku, má také Španělsko. Potvrzuje to například fakt, že velký americký výrobce motorů Cummins oznámil, že ve Španělsku postaví továrnu na výrobu elektrolyzérů na výrobu zeleného vodíku. Výroba v ní by měla být zahájena v roce 2023. Plánovaná výroba 500 MW vodíku ročně zajistí také 350 nových pracovních míst.

Velmi ambiciózní je i projekt Y Basque Green Hydrogen španělské energetické společnosti Iberdola, jehož cílem je elektrifikace španělské nákladní dopravy. Součástí projektu má být také výstavba zařízení na výrobu vodíku prostřednictvím elektřiny z fotovoltaických elektráren. Nainstalovány by měly být elektrolyzéry s celkovým výkonem 10 MW, které dokážou denně vyrobit až 4 tuny vodíku.

Do roku 2030 by se tedy i díky vodíku měly obnovitelné zdroje na španělském energetickém mixu podílet 42 % a jejich podíl na výrobě elektřiny by měl být až 74 %, uvedl nedávno španělský premiér Pedro Sánchez.

V této souvislosti stojí jistě za zmínku to, že v loňském roce se obnovitelné zdroje energie poprvé podílely na celkové produkci elektřiny v Evropské unii větším dílem než fosilní paliva. Jejich podíl byl 38,2 %, přičemž z fosilních zdrojů bylo vyrobeno 37 % elektrické energie. Z jednotlivých zemí EU dokázalo z obnovitelných zdrojů vyrobit nejvíce elektřiny Dánsko, a to 62 %.

Afghánské provincie Faráh, Nímróz, Hilmand a Kandahár mají v současné době na počet zhruba dvakrát více solárních instalací než Česká republika. I bez dotací. Nečekaný solární boom pohání pěstování opia.

Hilmand je nejnebezpečnější z provincií nebezpečného státu, a obzvláště ve Velké Británii to není zapotřebí připomínat. Britské síly ztratily během působení v Afghánistánu v 21. století něco přes 450 vojáků – a jen čtyři z nich v jiné části země než právě v Hilmandu. Hilmand je ale také obchodní centrum. Jde ovšem o obchod také do značné míry nebezpečný, a především velmi, velmi nelegální. Provincie je totiž nejvýznamnější produkční oblastí opia na celém světě – a opium je zase výchozí látkou pro produkci heroinu.

I přesto, že za podíl na výrobě a obchod s drogami hrozí v této zemi teoreticky i trest smrti, Afghánistán zajišťuje více než 90 % světové výroby heroinu a například z více než 95 % zajišťuje evropskou poptávku. Hilmand je ze všech 34 afghánských provincií největší a má také největší plochu osetou mákem: v roce 2019 to bylo více než 130 tisíc hektarů. Odhaduje se, že na celosvětové produkci opia se tedy podílí tato jediná provincie z více než 40 %. A jen o něco nižší tedy bude její podíl na celkové světové výrobě heroinu. A také je to centrum afghánského solárního boomu.

Samo a bez dotací

První hodnověrně doložený případ využití fotovoltaiky mezi zemědělci v oblasti pochází z roku 2013. Podle svědků se pak následující rok začaly panely objevovat na skladě v nabídce některých obchodníků v Laškargáhu, tedy hlavním městě provincie.

V následující letech jich přibývalo, až v roce v roce 2019 už byly zcela běžné. V Afghánistánu neexistuje žádná centrální databáze solárních instalací. Malá britská analytická společnost Alcis, která se zabývá analýzou satelitních snímků, v roce 2019 napočítala v jižních provinciích Afghánistánu (Faráh, Nímróz, Hilmand, Kandahár) celkem 69 tisíc vodních nádrží, které jsou dobrým znakem přítomnosti solárních panelů u dané usedlosti (zpráva zde v PDF).

Tyto čtyři afghánské provincie tedy mají na počet obyvatel zhruba dvakrát více solárních instalací než Česká republika. U nás bylo ke konci roku 2020 zhruba 37 tisíc fotovoltaických elektráren různých velikostí. Solární elektrárny v Afghánistánu vypadají ovšem jinak než v Evropě. Nejde v žádném případě o velké solární „parky“, ale spíše o splněný sen zastánců distribuované výroby elektřiny. Prakticky veškerou kapacitu fotovoltaiky tvoří malé instalace, s výkonem řádově maximálně v jednotkách kilowattů. Celkovou instalovanou kapacitu těchto malých „provozoven“ lze těžko odhadnout. Velmi hrubý odhad říká, že se bude pohybovat někde mezi 0,5 a 1 GW.

Satelitní snímek typické fotovoltaické instalace v provincii Hílmand (foto ALCIS)
Satelitní snímek typické fotovoltaické instalace v provincii Hílmand. Fotovoltaika pohání pumpy, které čerpají vodu z podzemí do nadzemních nádrží, jež pak slouží k zavlažování. Pole nejsou celý rok osázena mákem, ale ten představuje klíčovou a finančně velmi zajímavou surovinu. (foto ALCIS)

Elektřina jimi vyrobená afghánským pěstitelům slouží prakticky výlučně pro pohon vodních čerpadel, která z podzemí pumpují vodu na zavlažování jejich plodin. Hloubka studní se pohybuje zhruba kolem 100 metrů, plus minus několik desítek metrů podle oblasti (v některých sušších oblastech bývá průměr kolem 130 metrů). Někdy voda proudí do otevřených nádrží s objemem cca kolem 1000 m3 (typická plocha se pohybuje do 1000 m2 a hloubka od 1 do 2 m).

Když se to rozjede

V řadě oblastí Afghánistánu probíhalo šíření fotovoltaické technologie podle analytiků z Alcisu exponenciálním tempem: instalovaná kapacita se každým rokem nejméně zdvojnásobila. Z čistě matematického hlediska by to znamenalo, že se kapacita zvýší za sedm let 128násobně. To nepochybně není přesné číslo, podle Alcisu však zhruba vystihuje tempo růstu v oblasti.

Nádrž je zapotřebí z pochopitelného důvodu: protože voda se musí vyčerpat v době, kdy svítí slunce, a nelze ji čerpat vždy, když je to zapotřebí. Ne vždy je to ovšem možné. Menší afghánští zemědělci velké vodní nádrže nepoužívají – připravují je totiž o cennou půdu, která by mohla sloužit k zemědělské produkci. Musí tak spoléhat na to, že rostliny zvládnou zavlažit během doby, kdy svítí slunce. Skutečnost, že takoví zemědělci stále existují, naznačuje, že tento přístup funguje. Nepochybně s sebou ovšem nese větší riziko špatného výnosu než přečerpávání vody do povrchové nádrže, ze které pak lze zavlažovat vždy podle potřeby. Znamená to ovšem, že skutečný počet solárních instalací je vyšší než zmiňovaných 69 tisíc. O kolik, to lze jen špatně odhadnout.

Extrémním příkladem je administrativní oblast kolem města Bakva v provincii Faráh. Mezi tamními zemědělci probíhá pravidelné šetření, které se pokouší mapovat především vývoj v pěstování opia. Jeho součástí byla i otázka, kdo používá fotovoltaické panely. V roce 2013 používali všichni dotazovaní k zavlažování dieselagregáty. V roce 2017 už 68 % z nich používalo fotovoltaiku. V roce 2018 využívalo solární energii už 98 % dotazovaných.

Například na trzích v Laškargáhu se v posledních letech podle očitých svědků fotovoltaické panely (primárně samozřejmě čínské, což neznamená v žádném případě nekvalitní) prodávají doslova po tunách. Obchodníci je skladují často pod širým nebem srovnané do vysokých „věží“. A problém údajně není sehnat ani zkušené montéry, kteří systém uvedou do chodu. V posledních letech už zemědělci dokonce nemusejí pro panely jezdit ani do města, přibývá údajně dodavatelů, které přijedou za nimi a připraví instalaci na klíč. Rychlý rozvoj trhu s fotovoltaikou je dán čistě ekonomicky.

Autor v roce 2020 zveřejněné zprávy o vývoji výroby opia v jihozápadním Afghánistánu, David Mansfield z think-tanku AREU (Afghan Research and Evaluation Unit), narazil na první solární instalaci, jejíž majitel mu řekl, že za celý systém zaplatil ekvivalent 12 200 amerických dolarů (v dnešních cenách), tedy zhruba 300 tisíc korun. Pro investici se údajně rozhodl proto, že provoz dieselagregátu ho ročně přišel na 1 600 dolarů (cca 40 tisíc korun).

Nejde tu jen o cenu paliva, již tak drahého, ale také cenu oprav a náhrad zničeného vybavení. Kvalita paliva v oblasti je totiž mírně řečeno problematická a životnost některých komponent, především samotných dieselagregátů, je tak často krátká. Výjimkou není ani to, že je zemědělci musejí měnit každé dva roky. Výhodnost solárních systémů od roku 2013 pouze roste. Podle Mansfieldova odhadu mezi lety 2013 a 2017 klesla zhruba na polovinu. Jde o hrubý odhad, ale v kontextu vývoje cen na mezinárodním trhu nepochybně reálný.

V roce 2020 se podle Mansfieldovy zprávy cena celého systému na zavlažování, včetně případné povrchové nádrže pohybuje do 7 000 tisíc dolarů, tedy zhruba 180 tisíc korun, někdy i méně (například pokud už je vrt připraven a jde pouze o náhradu zdroje energie). Za takových podmínek je návratnost investice jen několik let.

To se musí využít

Využití podzemní vody k zavlažování polí není samozřejmě nic nového. V oblasti se využívá celá staletí. Ovšem fotovoltaický „boom“ výrazně zvýšil produktivitu zemědělců, kteří fotovoltaiku nasadili. Na výsledcích afghánského „opiového odvětví“ je to vidět.

Plocha osetá mákem určeným k výrobě opia v jednotlivých provinciích Afghánistánu v roce 2018 (foto UNODC)
Plocha osetá mákem určeným k výrobě opia v jednotlivých provinciích Afghánistánu v roce 2018. Odhad pochází od agentury UNODC. (foto UNODC)

V roce 2012, tedy před masovým zavedením solárních technologií, Afghánistán produkoval zhruba 3700 t opia. V roce 2016 to bylo 4800 t. V roce 2017 výroba dosáhla 9000 t, absolutního rekordu ve známé historii. Cena opia se v důsledku převisu nabídky zhroutila. V letech 2018 se produkce meziročně snížila, ale nezhroutila. V roce 2019 dosáhla odhadované úrovně 6400 t. Z kolapsu v roce 2017 evidentně ovšem nejvíce vytěžily ti s nejvyšší efektivitou: podíl „solárních“ pěstitelů z jihozápadu země, především z Hilmandu, na celkové produkci se totiž výrazně zvýšil. V roce 2019 tak tato provincie vyprodukovala zhruba 5000 z celkových 6400 tun afghánského opia.

Rozkvět zemědělství založeného do značné míry na opiu je vidět i na satelitních mapách. V roce 2012 bylo v údolí Hilmandu zhruba 160 tisíc hektarů zeleně (rozlišit mezi přirozenou vegetací a zemědělskou plochou je pracnější než sledování celkové zarostlé plochy). V roce 2018 to bylo 317 tisíc hektarů, v roce 2019 344 tisíc hektarů. Příčinou jsou nepochybně zemědělci, kteří s pomocí fotovoltaiky a podzemních studen postupně obsazují ještě nedávno pouštní oblasti.

Obdělávaná plocha se šíří směrem od povrchových zdrojů vody do míst, kde vláhu zajišťuje elektřina vyrobená ze slunce. Nejde přitom jen o nějaké „přežívání“. Stejné satelitní snímky v blízké infračervené oblasti (cca 700 až 1 300 nm) dovolují sledovat nejen plochu vegetace, ale do určité míry také její hustotu. Podle Alcis je z nich patrné, že produktivita zemědělské plochy v Hilmandu se zvyšuje: zemědělci na stejné ploše pěstují více rostlin. Na satelitních snímcích je zároveň vidět, že v nedávno ještě pouštních oblastech jižní afghánské provincie vzniklo v posledních pěti letech necelých 50 tisíc domů. Do nich se přistěhovalo odhadem půl milionu obyvatel.

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.

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”.

V Česku se chystá nová vlna dotací do obnovitelných zdrojů (OZE). V příštích letech tedy můžeme v Česku očekávat jejich rozvoj. Ale které zdroje se nejspíše v Česku uchytí?

Ani voda, ani vítr

Začněme via negativa: celou řadu OZE boom nečeká. Například potenciál malých vodních elektráren je z velké části vyčerpán. Dnešní instalovaný výkon 1093 MW se v příštích letech podle odhadů bude zvyšovat jen zhruba o 1 až 2 MW ročně. Jde tedy o zhruba o jednotky, maximálně nízké desítky instalací ročně. Pro představu, v roce 2020 byla loni byla v Česku uvedena do provozu jedna malá vodní elektrárna na horním toku Vltavy s instalovaným výkonem 240 kW.

Větrné elektrárny mají „na papíře“ podstatně větší potenciál, skutečnost je zcela odlišná. V roce 2020 například nevznikla v Česku ani jedna jediná větrná elektrárna. Hlavní příčina je přitom v administrativě spojené se stavbou tohoto typu zdroje. „Příprava projektu větrné elektrárny trvá sedm let,“ uvádí na základě zkušeností členů komory Obnovitelných zdrojů (OZE) její mluvčí Martin Mikeska. Problémy bývají při schvalování projektů na nižších rozhodovacích úrovních, tedy na úrovni obcí a případně ještě krajů. Je to celkem pochopitelně dáno tím, že větrníky působí jsou doslova nepřehlédnutelné.

Využití biomasy, tedy například bioplynové stanice, má také svá jasné omezení. Biomasy prostě není dost na to, aby byla energetickému mixu dominovala. Může hrát zajímavou, ale spíše okrajovou roli. V příštích letech tak například téměř jistě uslyšíme více o biometanu.

Není to nic zásadně nového, jde v podstatě o velmi dobře vyčištěný bioplyn vzniklý ve stanicích přeměnou biologického materiálu (zbytků rostlin) bez přístupu vzduchu. Velmi zjednodušeně řečeno jde o zušlechtěnou formu dnes již vyráběné suroviny. Biometan se zbaví příměsi CO2, který tvoří zhruba třetinu bioplynu, a pak jej lze použít jako náhradu běžného zemního plynu. Optimistické scénáře počítají s tím, že výhledově by mohla biometan nahradit několik procent celkové spotřeby plynu v ČR.

V tuto chvíli se zdá jisté, že nejslibnější investicí v českých poměrech bude u nás od roku 2010 dlouho velmi nepopulární fotovoltaika.

Fotovoltaický potenciál Evropy. Množství vyrobené energie z jednoho kilowattu nainstalovaného výkonu. (foto SOLARGIS)
Fotovoltaický potenciál Evropy. Množství vyrobené energie z jednoho kilowattu nainstalovaného výkonu. (foto SOLARGIS)

Snadno a rychle

Potenciál „solárů“ zohledňují i oficiální dokumenty. Například podle scénáře, s nímž pracuje tzv. „uhelná komise“, by u nás měla do roku 2033 stoupnout solární kapacita na 4,8 GW. Do roku 2038, kdy by Česko mělo skončit s těžbou a spalováním uhlí, by měla dosáhnout 5,9 GW.

Pokud bychom stavěli zhruba 50 MW instalovaného výkonu ročně jako v roce 2020, celkového výkonu 5 GW by ČR dosáhla ovšem kolem roku 2080. Buď tedy budou muset změnit plány nebo tempo výstavby. I vzhledem k chystané podpoře se obecně očekává, že to bude především to druhé.

Investoři jsou evidentně připraveni. Státní fond životního prostředí (SFŽP) veden částečně i snahou zmapovat zájem o dotace z Modernizačního fondu vypsal na sklonku loňského roku takzvanou předregistrační výzvu. Kolo skončilo 1. února a fondu několik dní trvalo, než sdělil výsledek: přijal celkem 10300 projektových záměrů. Velkou část z nich tvoří projekty ve fázi tzv. „vize“, tedy připravené jen opravdu v hrubých rysech. Přesný objem požadovaných prostředků v tuto chvíli neznáme. Je ovšem velmi dobře možné, že už v tuto chvíli je dost zájemců o všechny plánované výzvy v části týkající se obnovitelných zdrojů na zhruba další desetiletí.

Proč? Odpověď je jasná: stavebně jednodušší zdroj elektřiny než fotovoltaika neexistuje. „Fotovoltaika má hned několik výhod: technologie je poměrně levná a vyřízení žádosti pro zřízení fotovoltaické provozny je procesně jednoduché,“ říká mluvčí Komory OZE Martin Mikeska.

Stavba fotovoltaického zdroje je proti tomu podstatně jednodušší. Protože jde o zdroj méně rušivý, okolí neklade stavbě takový odpor. Vzhledem k tomu, že výrobny zabírající volnou půdu se v Česku v podstatě stavět nemohou, největší potenciál mají v blízké době zřejmě elektrárny na střechách průmyslových či jiných budov.

Klad je i v tom, že jde o obor je poměrně etablovaný. V Česku si tak lze vybrat z ověřených instalačních firem, které v některých případech již mají poměrně bohatou a ověřitelnou historii (např. na stránkách Cechu akumulace a fotovoltaiky).

Co si vyrobíš, to si spotřebuj

Z ekonomického hlediska je v českých podmínkách pro provozovatele nejlepší, pokud se produkce zdroje spotřebuje přímo v místě výroby. Platby za elektřinu do dodanou sítě jsou v České republice nízké, nedá se také počítat s žádnou podporou za vyrobenou elektřinu v podobě nějakých speciálních tarifů či „zelených bonusů“. Připravované programy se omezují na podporu investiční, tedy na příspěvek na prvotní investici, nikoliv na podporu provozní.

V naprosté většině případů je podle propočtů i zkušeností investorů tedy výhodnější ušetřit za elektřinu ze sítě, spíše než přímo vydělávat na prodeji elektřiny vyrobené ve vlastní provozovně. Výpočet se samozřejmě liší podle velikosti a typu odběrového místa, ale například také náročnosti instalace (na ploché střeše je instalace samozřejmě jednodušší).

Investic tedy do podobných instalací přibývá – ale jen velmi pomalu. Podle statistiky Solární asociace u nás loni vzniklo celkem 1 373 komerčních instalací na střechách podniků a továren s celkovým výkonem 28,8 MWp, malých elektráren na rodinných domech bylo skoro čtyřikrát víc – byť jejich souhrnná kapacita dosáhla jen 22,6 megawattu.

Dům s fotovoltaickými panely (foto DoE)
Dům s fotovoltaickými panely (foto DoE)

Jak takové projekty mohou vypadat? Příkladem by mohly být například instalace na střechách obchodního řetězce Lidl. Mají v průměru výkony kolem 100 kW. Výroba z jedné z nich je v českých podmínkách přibližně 100 MWh ročně. Podle údajů provozovatele taková instalace sníží spotřebu energie v obchodě v průměru cca o 20 procent. Jde tedy jen o dílčí řešení, které má ovšem tu výhodu, že není kapitálově příliš náročné.

Blízká budoucnost by měla být o něco velkorysejší. Zřejmě největší investici v tomto oboru chystá celkem pochopitelně podle objemu tržeb největší firma u nás, tedy mladoboleslavská Škoda Auto.

Jejím plánem je během několika let osadit firemní střechy a zastřešená parkoviště v Mladé Boleslavi panely o celkovém maximálním výkonu cca 40 MW. Roční výroba by se mohla pak pohybovat snad až kolem 40 gigawatthodin (GWh) elektřiny. Určena by byla z velké části právě pro vlastní okamžitou spotřebu automobilky. První velká část projektu by měla být do provozu uvedena na podzim roku 2021. Sestava o výkonu nejméně 2,3 MW s předpokládanou roční výrobou kolem 2 300 MWh.

Škoda ovšem alespoň výhledově počítá s tím, že její provozovna bude sofistikovanější a budou ji doplňovat i baterie pro ukládání přebytků z výroby panelů. Koncept je přitažlivý i pro velké odběratele, kteří díky němu mohou ušetřit na nákupu nižšího paušálu rezervované kapacity (roční i měsíční). Aby tento tzv. peak-shaving ovšem mohl fungovat, je nutné počítat s instalací nějakého systému pro akumulaci energie, tedy baterie.

Kde (ne)bude klesat cena

Škoda ovšem alespoň výhledově počítá s tím, že její provozovna bude sofistikovanější a budou ji doplňovat i baterie pro ukládání přebytků z výroby panelů. Koncept je přitažlivý i pro velké odběratele, kteří díky němu mohou ušetřit na nákupu nižšího paušálu rezervované kapacity (roční i měsíční). Aby tento tzv. peak-shaving ovšem mohl fungovat, je nutné počítat s instalací nějakého systému pro akumulaci energie, tedy baterie.

Bateriové systémy se dnes v Česku využívají pouze okrajově (ostatně jejich využití je také dosti omezeno legislativně). Očekává se ovšem, že jejich dostupnost se bude výrazně zvyšovat, jak budou klesat jejich ceny. Ceny by v příštích několika letech měla podle odhadů analytiků vytrvale klesat o jednotky procent ročně, během několika příštích let by tedy propad měl být značný. Trend je podle analýz jasný a nezdá se, že by ho mohly výrazně ovlivnit například vyšší cenu surovin. Většina výrobců totiž dokázala snížit množství používaných vzácnějších ingrediencí typu kobaltu a výkyvy jejich ceny by neměly tedy pokles baterií příliš ovlivnit.

Naopak cena fotovoltaických instalací se pro většinu zájemců podle všeho příliš měnit nebude. Proti sobě stojí dva tlaky: cena práce s instalací a cena samotné technologie. První položka v čase postupně mírně roste, druhá mírně klesá. Podle odhadů komory Obnovitelných zdrojů budou obě zhruba podobné a změna se pohybuje kolem dvou procent ročně, ovšem s opačným znaménkem.

Instalace střešní fotovoltaické elektrárny (LA FAB)
Instalace střešní fotovoltaické elektrárny (LA FAB)

Oba trendy jsou tedy zhruba vyrovnané a závisí na jejich poměru v ceně dané zakázky. Pokud tedy obě složky tvoří zhruba stejný díl – a to je případ celé řady střešních instalací – cena se tedy příliš měnit nebude. Z ekonomického hlediska by mohly hrát větší význam změny v ceně elektřiny, která podle většinových očekávání spíše poroste.

U větších solárních parků může být poměr ceny technologie a práce jiný. Někdy zhruba 60/40, případně i 70/30. U těchto projektů lze i v českém prostředí očekávat cenový pokles. „Naše analýzy odhadují, že ve střednědobém časovém horizontu, ale zhruba v intervalu pěti či více let, by se mohla ceny elektřiny z takových zdrojů srovnat s cenou elektřiny z jiných zdrojů,“ říká Martin Mikeska z Komory OZE. Pokud se tedy české zákonné prostředí bude k projektům na zemědělské půdě (nepravděpodobné) případně například na rekultivovaných plochách, bývalých skládkách či výsypkách (pravděpodobnější) postaví kladně, právě takové projekty by měly být výhledově stále levnější. Naopak u střešních instalací zřejmě výrazné cenové změny očekávat nelze.

Pro úplnost dodejme, že svou roli hraje nejen samotné zlevňování panelů, ale také synergický vliv postupného zvyšování jejich účinnosti. V praxi se tak v některých instalacích stále častěji prosazují například „dvojité“, tzv. bifokální panely. Ty sbírají světlo i z druhé strany panelu. Byť je samozřejmě jejich efektivita nižší než efektivita článků na přední části panelu, cena prvku navíc je tak nízká, že se v řadě případů může vyplatit.

Druhý český „solární boom“ se tedy bude odehrávat ve chvíli, kdy je svět i obor ve zcela jiné situaci, než v letech 2009 a 2010. Doufejme, že po něm nezbude v Česku stejně hořká pachuť.

Načíst další