Přečerpávací elektrárny: situace se změnila, v Česku je mnoho příležitostí

Česká republika má řadu příležitostí k budování nových nebo rozšiřování stávajících vodních přečerpávacích elektráren. Bude ochotna tento skrytý potenciál využít?

AUTOR: Karel Schweitzer

Když jsem tento text asi před půl rokem rozepsal, situace vypadala ospale, na nekonečný svět umrtvených společností. Jenže mezi tím došlo k mnoha změnám, ekonomiky začaly oživovat a zelená politika EU také přeřadila na vyšší rychlost. Oba tyto jevy začaly táhnout ceny energií nahoru. Stejně tak jsem došel k tomu, že některé ze závěrů prezentovaných v minulých článcích je třeba přehodnotit na základě nových skutečností.

Vývoj v energetice sleduji, byť mne neživí, přes deset let. Za tu dobu se toho poměrně dost stalo a změnilo. Psaní článků na toto téma jsem před lety opustil, jen abych se k němu před dvěma lety opět vrátil. Text, který máte před sebou, je prvním z krátké série zabývající se možnostmi rozvoje vodních elektráren v ČR, z části je shrnutím textů z roku 2019 a 2020, které jsou dostupné zde a zde.

ČR jako křižovatka

Česká republika se historicky nachází na křižovatce několika významných evropských směrů, je to prostor, který mnohokrát v historii sehrál klíčovou úlohu v budoucím uspořádání světa, její poloha na rozhraní se projevuje i dnes kdy se stává stykovým bodem pomalu se formujících elektrizačních regionů střední Evropy.

Z jedné strany hraničí s oblastí Baltsko-severomořskou s podmínkami vhodnými pro VtE, z další strany, byť mírně zprostředkovaně sousedí s oblastí Panonie a Balkánu s podmínkami pro větrné a sluneční zdroje a z jihu pak s Rakouskem, které je součástí jakéhosi pomyslného alpského regionu s výtečnými podmínkami pro vodní elektrárny, ať už akumulační, nebo přečerpávací, navíc ještě podtrženými mocným proudem Dunaje s jeho kaskádou elektráren.

Příznivá geografie pak umožňuje snadnou realizaci propojení s okolními zeměmi, takže například sokolnická rozvodna není jen důležitá pro napájení jihu Moravy a zpřístupnění mu výkonu EDU, ale i pro přístup Vídně k energii z oblastí Baltu a Skandinávie.

Energiewende se nám nevyhne

Tato strategická poloha v rámci evropské sítě znamená že se ČR Energiewende (přechod elektroenergetiky na obnovitelné zdroje) nevyhne, ledaže by byla přerušena všechna přeshraniční vedení a přešla do ostrovního režimu. Tato poloha ale také znamená potenciál, snadný snadný přístup k velkým zdrojovým oblastem znamená že ČR může v budoucnu sehrávat klíčovou roli v regulaci části jedné z největších, synchronních soustav na světě.

Byť ČR nemá velehory jako Rakousko, ani jeho mocný Dunaj, má přesto podmínky pro vybudování akumulační a regulační infrastruktury s mezinárodním přesahem. S tím jak okolní státy v Energiewende zrychlují a jak se až příliš rychle blíží odstavování uhelných elektráren, poroste poptávka po akumulaci. PVE mohou být jednou její formou.

Stejně tak mohou zmírnit pokles dostupné kapacity klasických vodních elektráren. Nedělejme si však iluze o tom že bude možné vybudovat ty opravdu velké v krátké době, přitom poptávka po těchto službách může brzy strmě růst. Jistým řešením se tak mohou stát konverze a úpravy současných vodních děl.

Přečerpávací elektrárny

Slapy – Štěchovice

Asi dvacet kilometrů nad Prahou se nalézá Štěchovická přehrada opředená mýty z druhé světové války, je to právě někde zde kde se má ukrývat bájný poklad, Jantarová komnata, zlato, nebo tajný jaderný výzkum. Pátrání jsou však zatím bezvýsledná, Zdá se tedy že jediné co se zde ukrývá je potenciál pro vybudování další přečerpávací elektrárny.

Přestože se na Štěchovicích již jedna PVE nachází, využívá jako svou spodní nádrž následující stupeň – Vrané. Objem Štěchovické nádrže tak využívá pouze pološpičková elektrárna. Nabízelo by se sice postupovat obdobně jako v případě současné PVE, ale vzhledem k místu kde se nachází to s řezáním kopců není tak jednoduché a navíc by takový projekt trval dlouho.

Nad nádrží Štěchovice se nachází další stupeň kaskády – Slapy. Jejich elektrárna disponuje třemi soustrojími o 48 MW, dohromady tedy 144 MW a díky zvolenému umístění dosahuje vzdutí vyvolané Štěchovickou přehradou až k přehradě Slapské. Nabízí se tedy konverze soustrojí v elektrárně na soustrojí schopná reverzního provozu. Je zde ovšem drobný problém.

Místo kde vznikla Slapské přehrada sice umožňuje, alespoň teoreticky, přečerpávání ale zároveň vedlo k výraznému zmenšení rozlohy Štěchovické nádrže, tož spolu s limity které jsou dány požadavky budoucího lodního výtahu limituje objem vody dostupný pro přečerpávání. Při dovoleném kolísání cca 3 metry (dáno v souvislosti s umožněním plavby lodním výtahem) by bylo k dispozici 2,8 milionu kubických metrů vody pro přečerpávání.

To je dost pro provoz jednoho soustrojí na Slapské přehradě po dobu asi sedmi hodin. V současnosti kolísá hladina ve Štěchovické nádrži v závislosti na provozu elektrárny Slapy a Štěchovice, slouží jako mezičlánek pro vyrovnávání odtoku z kaskády, než se o konečné vyrovnání postará stupeň ve Vraném. Jenže využití Štěchovické nádrže pro přečerpávání znamená že nebude možné jej využít pro částečné vyrovnání odtoku ze Slap, to ale znamená že odtok ze Slapské přehrady by byl omezen průtokem Štěchovické elektrárny, který je asi 160 vteřinových kubíků, zatím co dvě soustrojí Slapské elektrárny mají dohromady hltnost kubíků 216.

To samozřejmě lze řešit buď redukcí objemu vody pro přečerpávání, kdy by redukce o asi 120 MWh přinesla možnost provozovat Slapskou elektrárnu na plný výkon v blocích dlouhých asi 4 a tří čtvrtě hodiny, nebo rozšířením Štěchovické elektrárny o další soustrojí. Je však otázka, zda lze v současném objektu elektrárny najít místo pro nové soustrojí. Sice se v elektrárně třetí soustrojí v době vzniku nalézalo (str. 8), jednalo se však o soustrojí malé, které se dnes v souvislosti s elektrárnou ani neuvádí. Nové soustrojí by zpracovávalo přibližně 40-60 kubíků vody a mohlo dosáhnout výkonu 5,6-8,6 MW.

Přebudováním jednoho až tří soustrojí Slapské elektrárny na přečerpávací by však bylo možné podstatně zvýšit objem roční výroby. Budeme-li vycházet z toho že dojde ke konverzi dvou soustrojí která se budou používat pro přečerpávání, pak je zde potenciál pro PVE s výkonem 96MW (128 MW při čerpání), a kapacitou 360 MWh. (Viz tab. 11)

Tab. 1 – Srovnání současné a možné konfigurace VE Slapy

Orlík – Kamýk

Další dvojicí nádrží v kaskádě jsou Kamýk a Orlík, zároveň se jedná o dvojicí kde je proces přestavby elektrárny na přečerpávací v nejpokročilejší fázi.

Elektrárna Orlík, nejvýkonnější klasická hydroelektrárna v ČR, byla již před nějakou dobou prověřena z hlediska možnosti převedení elektrárny na elektrárnu přečerpávací, přinejmenším částečně. Referenční list, Závěr zjišťovacího řízení

Podle projektu má dojít k náhradě dvou soustrojí za soustrojí reverzibilní, každé o výkonu 90 MW a čerpacím příkonu 120 MW. Realizací záměru by byl zachován výkon Orlické elektrárny, ale zdvojnásobila by se doba po kterou by bylo možné elektrárnu provozovat. Jak jsem uváděl v článku pro Hybrid, pokud by mohla hladina v Kamýku kolísat o 1,7 m, tak by bylo možné provozovat přečerpávací elektrárnu po dobu 3 hodin.

Celková doba provozu elektrárny by mohla narůst z dnešních asi 3 hodin 20 minut na 4 hodiny padesát minut. Pokud by bylo možné aby hladina v Kamýku kolísala o 3 m, pak by bylo možné zvednout počet provozních hodin Orlické elektrárny na 6 hodin denně. V takovém případě by kapacita narostla k 1 GWh. Teoreticky by však nemuselo nic bránit v navýšení amplitudy hladiny k 5 metrům, v takové situaci by pak kapacita PVE narostla na 1,6 GWh. (Viz tab. 2.)

Problémy by mohly nastat ve vztahu k nádrži Kamýk která je rozlohou podstatně menší a mělčí než je Orlík. Zdá se ale že s dopady na životní prostředí by nebyl větší problém, kroky k jeich zmírnění již byly stanoveny, na rozdíl od dopadů na vodárenskou infrastrukturu. Existují obavy a pravděpodobně oprávněné, že by zpětný tok Vltavy mohl způsobit pronikání odpadních vod do míst odkud je pro některé obce odebírána pitná voda. Ovšem i toto by bylo patrně v rámci projektu řešitelné.

Tab. 2 – Srovnání současné a možné konfigurace VE Orlík

Pastviny

(P)VE Pastviny patří k trojici prvorepublikových přečerpávacích elektráren na území České republiky a dodnes je provozována jako elektrárna akumulační. Její uspořádání bylo podobné jako v případě PVE Černé jezero, tedy trojstrojové. Generátor, který zároveň sloužil jako motor, byl spojen s turbínou a čerpadlem. K ukončení čerpadlového provozu došlo v 60. letech, konkrétně 9. 3. 1964, od té doby je provozována jen jako elektrárna akumulační. Na počátku tisíciletí bylo také vyměněno turbosoustrojí a odstraněno čerpadlo.

Objem vody dostupné k přečerpávání je limitován malým objemem vyrovnávací nádrže ke které se bohužel data dohledávají poměrně špatně. Její rozloha činní cca 8,5 ha a podle map, jak současných, tak historických by bylo možné v ní realizovat kolísání hladiny nejvýše o 2,8 metru, spíše méně, v takové případě by bylo pro provoz dostupných asi 200 000 kubických metrů. Tedy na zhruba 4,5 hodiny provozu na plný výkon.

Problém je, že zároveň je třeba zajistit odtok Orlice v objemu cca 3 – 4 m3/s, což by představovalo problémy v případě čerpadlového provozu, ten by bylo možné provozovat jen po dobu 3,7 hodiny. Stejně tak by bylo třeba zajistit příslušný odtok vody z vysoké přehrady náhradou za ztrátu vyrovnávací funkce. Znamenalo by to tak instalaci dalšího soustrojí pro zpracování tohoto průtoku. Přitom by akumulační kapacita byla jen asi 10 MWh, tedy asi tolik co běžná bateriová instalace. Efektivnost konverze je tak otázkou.

Práčov – možnost i konflikt

Historicky vznikla na Chrudimce dvojice víceúčelových nádrží sloužících k ochraně před povodněmi, rekreaci, vodárenství a hydroenergetice. Konkrétně jde o nádrže Seč I a II a nádrže Křižanovice I a Křižanovice II (Práčov). Právě stavební uspořádání Práčovské elektrárny spolu s dostatečným objemem spodní nádrže ji činí zajímavou kandidátkou na konverzi v PVE. Situaci by teoreticky však mohly komplikovat vodárenské odběry z obou nádrží. Na rozdíl od většiny ostatních podobných však na Seči a Křižanovicích není zcela zakázáno koupání a jiné využití, takže vodárenství by pro přečerpávání nemuselo být zásadní překážkou.

Elektrárna Práčov se nachází na konci tříkilometrového přivaděče z Křižanovické nádrže. Při hltnosti 12 kubických metrů dosahuje výkonu 9,75 MW a teoretický dosažitelný spád je 90 až 98 metrů. Objem vody dostupný pro provoz elektrárny je v současnosti 145 tisíc kubíků. Při dané hltnosti tak pro cca 3,3 hodiny provozu a kapacitu cca 32 MWh. (Viz tab. 3.)

Pokud by nebylo třeba řešit zásadnější konflikty s vodárenstvím, pak by pravděpodobně stačila pouhá úprava elektrárny, její elektroniky a turbosoustrojí a bylo by možné přejít k přečerpávacímu provozu. V takové situaci by ale bylo vhodné a zřejmě i potřebné doplnění ještě pomocného soustrojí, které by pracovalo v průtočném režimu. 

Pokud by ale bylo přečerpávání v konfliktu s požadavky na kvalitu vody pro vodárenské využití, bylo by možné nad Práčovem, za cenu ztráty cca 1MW výkonu, vybudovat horní nádrž. V takové situaci by výkon dosahoval jen asi 8,5 MW a akumulační kapacita by byla 28 MWh.

Pokud by se podařilo levně modifikovat Práčovskou nádrž tak aby bylo možní využít část neovladatelného ochranného objemu, mohla by kapacita dosáhnout až dvojnásobné hodnoty. Reálnější by však pravděpodobně bylo jen malé navýšení o 6 až 12 MWh.

Přestavba na elektrárnu přečerpávací by potenciálně také umožňovala obnovení plného průtoku Chrudimky v úseku pod křižanovickou přehradou. Znamenalo by to však ztrátu výroby z vysokého spádu který zajišťuje přivaděč Práčovské elektrárny.

Tab. 3 – Srovnání současné a možné konfigurace VE Práčov

Závěr

Na území České republiky se dnes nachází tři vodní elektrárny s potenciálem k poměrně bezproblémové konverzi v elektrárny přečerpávací s minimálním dopadem na okolí. Díky jejich konfiguraci pro ně není potřeba budovat nové horní nádrže a bude postačovat jen jejich modifikace v podobě výměny soustrojí, nebo případně vybudování čerpací stanice pro čerpání vody ze spodní nádrže do horní. To může výrazně snížit konflikty s ostatními oprávněnými zájmy a zároveň realizaci urychlit.

Graf 1 – Vizualizace procentuálního podílu nových PVE na nárůstu akumulační kapacity v ČR75

Souhrnná kapacita, kterou je možné takto získat, přesahuje 1 460 MWh, tedy cca 40 % kapacity přečerpávací elektrárny Dlouhé Stráně. A to aniž by bylo nutné realizovat podobně náročnou výstavbu. Zároveň by elektrárny poskytly až 380 MW záporného regulačního výkonu, (budeme-li vycházet z parametrů Orlíku), to by v kombinaci s až 280 MW v turbínovém režimu znamenalo prostor pro připojení dalších až 660 MW na počasí závislých obnovitelných zdrojů.

Pokud by se mělo jednat o FVE, bylo by tak možné ročně vyprodukovat cca 660 GWh navíc oproti současnosti, nebo tedy zvednou podíl FVE o další 1 % spotřeby. Nic samozřejmě ale nebrání tomu tyto PVE kombinovat s elektrárnami větrnými, nebo je zapojit do regulace Evropské sítě a využívat tak příznivých období v severním Německu a Polsku.

Stejně tak u všech elektráren zůstane po přestavbě zachována možnost provozu v současném tedy akumulačním režimu. Rozšířením na elektrárnu přečerpávací se ale rozváže vazba mezi přítokem v posledních dnech a týdnech a zvýší se dostupnost (plného) výkonu těchto elektráren.

Graf 2 – Vizualizace procentuálního podílu současných a uvažovaných PVE na akumulační kapacitě v ČR75

*Kapacita odvozená z maximální provozní doby elektrárny

zdroj: vlastní

21 komentářů u “Přečerpávací elektrárny: situace se změnila, v Česku je mnoho příležitostí”

  1. úvaha ohledně PVE je rozhodně správná. Zatímco v Německu, Dánsku, nebo Polsku jsou vhodné podmínky pro VTE, tak u nás jsou zase velice dobré podmínky pro PVE. Podle odkazu níže je u nás vytipovaných zhruba 50 lokalit pro PVE v sumě okolo 20GW výkonu. Jenom 5 nejvýhodnějších z pohledu nákladů a umístění mají výkon dohromady 5,5GW. V případě stavby těchto PVE bychom mohli výhodně ukládat levnou elektřinu z německých a časem i polských větrníků a využívat ji pro svoji potřebu (což už se i v dnešní době velice často děje, akorát bychom potřebovali vyšší kapacitu).
    Ve výsledku bychom mohli velkou část spotřeby pokrýt z větrné energie, aniž bychom museli stavět jediný větrník.
    Obrovskou kapacitu by poskytovaly i soustavy PVE z jezer ze zatopených lomů (Tušimice, ČSA…).
    No a čistě teoreticky největší kapacitu by poskytlo spojení Lipna s Dunajem. V nejkratším místě je to 27km. Při vyražení tunelu v parametrech železničního tunelu by zde vycházel výkon zhruba 2GW a při deltě hladiny 2m by zde byla kapacita zhruba 70GWh.

    https://docplayer.cz/12765909-Precerpavaci-vodni-elektrarny-roman-portuzak.html

      1. To sice ano, na druhou stranu moc jiných možností nemáme. Dlouhé stráně jsou taky v CHKO a jejich smysl rozporuje málokdo. Pokud jsou strojovny umístěné pod zemí, tak si toho nikdo pořádně ani nevšimne.
        Teda pravda pak nám ještě zbývá elektřinu kompletně dovážet za aktuální ceny, nebo se vrátit na stromy :-).

    1. Z odkazu:
      „Doba od rozhodnutí, územní plánování, projektování a příprava, výstavba, zkušební provoz až po uvedení do provozu je více než 15 let. Dnešní rozhodování se projeví po roce 2025.“
      To bylo v roce 2010, nyní je tedy nejbližší možný termín mít novou PVE v druhé polovině 30. let, pokud nenastanou komplikace.
      Cenově:
      Vezmu udávanou nejvýhodnější Slavič. Udávaná cena pro rok 2010 je 29 mld. Kč, zohlednění inflace a růstu mezd ke dnešku pak 40 mld. Kč + prodražení 25 % (žádný velký projekt v ČR se snad ještě nikdy nepostavil za předpokládanou cenu) a je to 50 mld. Kč.
      Kapacita podle objemu a spádu vychází zhruba na dvojnásobek Dlouhých Strání, tedy asi 7,5 GWh. Při stejném koeficientu denního využití jako Dlouhé stráně (něco málo přes 50 %) v rekordním roce bude dávat 4 GWh/den = 1,5 TWh/rok.
      Takže máme elektrárnu, která je na stavbu na výrobu jednotky energie dražší než JE s tím rozdílem, že elektřinu nevyrábí, pouze ukládá, dodává méně než spotřebovává.
      A náklady na „palivo“:
      Vzhledem k účinnosti je potřeba 1,4 kWh lokální EE na 1 kWh, resp. 1,5 kWh v případě EE z Německa (ztráty ve vedení na vyšší stovky km).
      Jen přebytky nepřichází v úvahu, protože pokud nepojede každý den, tak se nezaplatí nikdy. Tedy v případě průměrné ceny vstupu 40 €/MWh * 1,5 = 60 €/MWh cena „paliva“.
      Je tedy zřejmé, že i v případě nulových provozních nákladů je nová PVE ekonomicky neuskutečnitelná. Ono i kdyby ta elektřina byla zdarma, tak to není žádná sláva. 20 let provozu 30 TWh za 50 mld. je 1,7 Kč/kWh.
      Připomínám to je ta nejvýhodnější ze všech PVE, ostatních 20 lokalit je na tom ještě hůře. Pokud by se to uskutečnilo, bude to podobný průser jako podpora FVE před 10 lety se stejným, v objemu roční výroby naprosto zanedbatelným dopadem.

      1. U PVE se jedna o zalohu a spickovou elektrarnu. U takove elektriny plati uplne jine ceny nez znate z ceniku pro zakazniky. Rezerva nebo spicka se plati mnohonasobne vic nez nejaka bezna dodavka nebo baseload. Rezervni a spickove elektrarny jsou dle pozadovane rychlosti zprovozneni pod parou a bezi nonstop, aniz by neco vyrabely. Jednoduse cekaji, zda budou potreba. To samozrejme stoji nemaly peniz. Predstavte si, ze pri tornadu na Morave bylo ztrzene vedeni z Temelina a nekolik sloupu to zlomilo. Cely Temelin a ne jen jeden blok byl behem vteriny mimo provoz. Pri takovych udalostech musi okamzite prevzit chybejici vykon rezervni elektrarny. Takze bachorky o drahych rezervach pro FVE jsou blabol. Ty se daji nekolik dnu predem naplanovat a nemusi byt neustale pod parou. Ale giganticky vykon Temelina, ten muze vypadnout bez planovani kdykoliv. Coz se doopravdy stalo. A nikde se o tom nepsalo. Pro Temelin je rezerva hodne draha. A sem se radi prave i PVE.
        Takze z aritmetiky byste dostal dobrou. Ale to je tak vse.

        1. A v ČR snad chybí výkonová rezerva? Pokud vím, tak výkon všech elektráren u nás přesahuje 20 GW. To, že Dlouhé Stráně byly potřeba a že jsou ekonomicky výhodné neznamená, že jich máme postavit 10x tolik, protože každá další by na tom byla ekonomicky hůř i když by stála stejně (jenže bohužel nyní by odpovídající stála 3-4x tolik).
          Za mě jednoznačně bateriová úložiště. Cokoli, co má adekvátní náhradu s vyšší účinností, ať je to PVE, vodík nebo benzín, patří podle mě do propadliště dějin.

          1. Kolik je rezervni kapacity samozrejme nemuzu vedet. Ale presne vim, ze je nutne mit rezervu na cely Temelin a jeste trochu vic. Zda ta rezerva je v PVE, parnich elektrarnach ci v baterkach je jedno. Dulezite je si uvedomit, ze ta rezerva na JE musi fungovat okamzite a to 365/24h. Panove zastanci levneho jadra tyto naklady jiste ignoruji. A kdyz se to hodi do kramu, tak prifari vsechny naklady na rezervu OZE. Obrovska koncentrace vyroby do jednoho bodu je vzdy problematicka. Budoucnost je v decentralizaci. Uplne idealni by bylo, aby kazdy dum mel svou baterku a FVE, nebo si ji delilo nekolik domu. Uplne idealni by bylo, kdyby ty baterky patrily distribucni spolecnosti a ta je mohla ridit na dalku. Samozrejme by to take byl jejich majetek.

      2. No to srovnání s Je vám ale úplně nesedí. PVE pracovaly v roce 2020 s koeficientem využití zhruba 13%. JE pracovaly s koeficientem 75%. Instalovaná kW u PVE byla v roce 2010 26 000,-, dnes by to mohlo být okolo 40 000,-. Instalovaná kW JE bude okolo 300 000,-, při zohlednění koeficientu využití vychází instalovaná kapacita na 230 000/kW pořád o dost levněji, než v případě JE. Je sice pravda, že PVE energii nevyrábí, ale JE má také poměrně vysoké náklady na provoz – palivo, ukládání paliva, vysoký počet vysoce kvalifikovaných zaměstnanců, revize, opravy, náklady na zálohy atd. PVE má pak provozní náklady výrazně nižší.
        Např. Dlouhé Stráně se prý vrátily za zhruba 8 let provozu, tak vám ani na těch výpočtech něco nesedí.

        1. Mně to vychází, vám moc ne. Nevím kde jste vzal cenu ty ceny za JE, ale jsou naprosto nesmyslné. Jeden z největších průserů a snad nejpředraženější elektrárna vůbec Hinkley Point C má náklady 215 000 Kč/kW, ostatní jsou do 200 tisíc a nejsou neobvyklé mnohem nižší ceny (třeba maďarský Paks je pod 150 tisíci). Dostavba Dukovan měla stát 130 tisíc/kW, což je samozřejmě utopistické, bude to okolo 200 tisíc, ale 300 opravdu ne.
          Mimochodem palivo do JE je asi za 20 haléřů za kWh, drahé jsou ty ostatní věci, které zmiňujete, ale vše dohromady se vleze pod 1 Kč.
          Dlouhé stráně se zaplatily za 8 let, stejně tak jako Temelín se zaplatil rychle. Ta doba je ale dávno pryč.
          Než PVE, tak to je už teď cenově výhodnější si na e-shopu Tesly objednat megapack a vzhledem k době stavby je možné baterie objednat klidně až za 13 let a stejně budou v provozu dříve.

  2. Ta idea rozšířit existující elektrárny/přehrady o možnost přečerpávání je rozhodně zajímavá. Ovšem nikdo to nezrealizuje – důvodem jsou stále se rozšiřující bateriové zálohy. Dnes už se dodávají ve standardizovaném kontejneru – a ty jsou levnější, dají se přepravit, jsou škálovatelné a lze je budovat rychle.

    1. Až na to, že největší bateriové úložiště na světě bude mít Tesla (která má přístup k levným bateriím) a to s kapacitou 780 MWh a jen ten Orlík by měl přes 1 GWh. A Tesla navíc na tom místě mít ani PVE nemůže. My lokalitu máme a zkušenosti taky. Úprava klasické VE na PVE bude dozajista levnější. Jen baterky pro Moss Landing a nic jinýho budou stát přes 5 miliard korun. Baterky vydrží kolik? Max 15 let? A to jsem podle mě optimista.

    2. Ano, standardizované jednotky se dnes dodávají, problém u nich ale je se záborem plochy a patrně i životností která bude výrazně kratší než v případě PVE kde se asi nejvíce namáhané části mění možná jednou za 50 let.

      Co se týká ceny, tak si nemyslím že by bylo možné se bateriemi dostat pod cenu výměny turbín. Před několika lety došlo k rekonstrukci elektrárny Lipno I a (myslím jsem to v textu uvedl), cena byla ve stovkách milionů za soustrojí. Myslím že se budeme bavit v případě jak Orlíku, tak Slap o stejné sumě. u Práčova v zásadě stačí pořídit dvojici výkonných čerpadel a připojit je k potrubí elektrárny. To bychom se patrně bavili v řádu milionů korun. Navíc, jak jsem psal, objem nádrže není tak velký a stačí na pár hodin, v létě je ale k dispozici dostatek slunečního svitu po delší dobu, bylo by možné tedy využít menšího čerpadla a dobu čerpání výrazně prodloužit.

      Nicméně Vám děkuji za připomínku protože jste mne přiměl k dalším úvahám na toto téma. Jako Evropa, jako svět, řešíme jak dlouhodobě uschovat velké objemy energie z OZE, Možná, čistě teoreticky, se můžeme v některých případech začít bavit o jisté formě energy harvestingu s využitím něčeho na způsob PVE, byť to bude realizováno jenom zběžných komponent.

        1. No, tam jde o to, že tahle varianta by byla asi celkem dost levná. Ty plochy tam už jsou. Nicméně stavba nových Dlouhých strání je takto mnohem finančně náročnější, než stavba baterkového úložiště u kterého se se může ušetřit za distribuci, pokud ty baterky prostě rozházíme po republice a decentralizujeme tak zdroje.

  3. off
    Zerocarbonista Dale Vince z Ecotricity rozvíjí koncept geotermálního tepla z uhelných dolů jednak pro přímé vytápění cca 25 % domů v Británii a druhak využití hlubšího většího tepla pro výrobu elektrické energie.
    https://www.facebook.com/100044530936479/posts/421372229357138/

    Using hot water from old coal mines really is an interesting idea, heating homes long after the mines that used to heat homes have shut. And potentially for far longer than the mines were ever open.

    If we can do 25% of British homes this way it’s a big contribution. Less for green gas to do..🙂. And heat pumps.

    Of course the heat networks will need building – I’ve no idea where this sits economically but I would guess somewhere between green gas and heat pumps – in terms of overall cost.

    We talked about Geothermal recently, a new source of energy – not new to the world, just to Britain. It’s right under our feet, constantly on – zero carbon electricity, with Lithium as a by product. It has a lot to offer, I described it as two birds under one stone.

    But actually there are three.

    Because there are two kinds of Geothermal energy and both solve different problems. One uses very hot water from deep underground to make electricity – and the other uses (less) hot water from less deep down – which we can use simply to heat our homes. And we don’t even have to drill for that.

    Heating our homes is a big challenge in our transition to a zero carbon economy, we have to replace the fossil gas that does that for us now. Our government are focussed on heat pumps and the banning of gas boilers – we highlighted the problems with that in the Express recently. But heat pumps of a different kind, used in a different way – have a lot to offer.

    A recent study shows that a quarter of Britons live above old coal mines, so what?. Well these coal mines are flooded with hot water – not hot enough to make electricity but more than hot enough for a different kind of heat pump (water source not air source) and the heat extracted could be provided to local homes in a different way, using district heat networks (like gas networks but delivering hot water). Water source heat pumps are more efficient than air source but if you can run them on hot water…..it gets even better.

    Using old coal mines to heat our homes would be rather ironic, given the role of coal in driving the climate crisis. And a great piece of upcycling – from abandoned mine to source of low carbon heating – almost poetic. It would also help us become energy independent. The cost of this heat could be as constant as the temperature underground – we can be detached from the roller coaster global market price – which is right now causing so much harm to our economy.

    Geothermal is right under our feet – we can use it to make heat and electricity for our homes, with zero carbon and zero price fluctuation. And we get an indigenous source of Lithium, a vital element in the green economy – thrown in. Three birds under one stone.

Napsat komentář