Přečerpávací vodní elektrárny v Česku: potenciál mají Lipno i Kyjice

V minulém textu na téma přečerpávací vodní elektrárny jsem se zabýval možností rychlé konverze, která by se obešla bez větších stavebních zásahů do okolí elektráren. Jenže v ČR se nalézají i další vodní elektrárny které se mohou přestavět, nebo rozšířit o elektrárny přečerpávací. 

AUTOR: Karel Schweitzer

Lipno I – Vyšší Brod

Poslední kandidátkou na přestavbu na vltavské kaskádě je elektrárna na jejím prvním stupni – Lipno I. Elektrárna koncepce, která není v ČR zrovna obvyklá. Její dvě turbíny poskytující 120 MW špičkového výkonu, se totiž nacházejí hluboko v útrobách šumavského masívu v umělé jeskyni. Z tohoto důvodu by přestavba nebyla, tak jako ty předchozí, jen o pouhé výměně turbín, alternátorů a dosazení příslušných řídicích systémů, ale o mnohem podstatnějších stavebních zásazích.

Nejzásadnější problém je v odtokové štole která je s nejvyšším bodem v 561,4 m.n.m., kóta hladiny za provozu pak 567,1 m.n.m. (link), příliš vysoko na praktické použití. Neumožňovala by dostatečný přísun vody a také by výrazně limitovala objem dostupný pro čerpání z Vyšebrodské nádrže. Koruna její hráze je ve výšce pohých 564,1 m.n.m. Aby bylo možné tuto PVE vybudovat, musel by se tunel přerazit, nebo vybudovat nové tunely které by spojily turbosoustrojí se spodní nádrží. Naštěstí by ale mohla pomoci technologie od The Boring Company, která by měla být s to si s úkolem levně poradit. Podívejme se teď na přestavbu blíže.

Elektrárna Lipno I je vybavena dvěma soustrojími o hltnosti 46 kubíků a výkonu 60 MW každé. Dolní nádrž Lipno II se nalézá zhruba o 160 m níže a asi 3,5 kilometru dále po proudu Vltavy. Její celkový objem je 1,6 milionu kubíků. Konverze na elektrárnu přečerpávací by znamenala nutnost vyražení nových potrubí k turbínám, výměnu soustrojí za reverzibilní. Další problém představuje právě omezený objem, budeme-li optimisticky předpokládat že je k dispozici pro přečerpávání 1,35 milion kubíků (nebude plně využit zásobní objem (str. 52 tab č. 5).

Znamená to možnou délku cyklu 4 hodiny. Kapacita této PVE by tak byla asi 480MWh, přitom k realizaci by byla velmi nákladná. Existuje sice „městská legenda“ o výsypce výrubu z tunelu v prostoru nádrže Lipno II (a mapa Topo-S1952 ji podporuje), jenže i pokud by tomu tak bylo, jeho odtěžení by nemuselo být výhodné i za předpokladu že by se pro něj našel kupec. (V ČR se schyluje k nedostatku kameniva.) Na druhou stranu by mohlo být zajímavé prověřit kolik materiálu se může z prostoru nádrže Lipno II vytěžit a prodat, čímž by došlo k nárůstu objemu nádrže.

I v nejlepším případě by totiž tunely od The Boring Company měly stát 10 milionů dolarů za míli, tedy za 1,6 kilometru, to při dnešním kurzu znamená asi 223 milionů za míli, tedy cca 140 milionů za kilometr. Ražba tunelů by tak stála kolem 975 milionů korun a to jsme se ještě nedostali k turbínám a soustrojím. Každé z těchto soustrojí by stálo přinejmenším 200 milionů korun, jako při poslední rekonstrukci. Cena by se tak dostala minimálně na 1 375 milionů korun. A to ještě za předpokladu že by byla dosažena měrná cena tunelů. Pokud by však měla zdvojnásobit, cena tunelů by se mohla vyšplhat na 1 950 milionů a celková cena na 2350 milionů korun.

Pokud budeme požadovat návratnost 15 let a předpokládat 355 cyklů ročně, dostaneme se na 5 325 cyklů. Suma připadající na jeden cyklus by pak byla cca 259 – 367 tisíc korun. Při kapacitě 480 MWh to znamená 540 až 766 Kč/MWh (20,8 – 29,5 €/MWh) v investičních nákladech. Jenže k tomu je třeba připočíst ještě cenu za elektřinu použitou k přečerpávání (personální a údržbové náklady z hrubého výpočtu vynechávám). 

Budeme-li uvažovat standardní účinnost 75 %, což je konzervativní hodnota, bude na každou MWh vyrobenou potřeba zhruba 1,33 MWh spotřebované. Pokud budeme uvažovat cenu elektrické energie na 50 € za MWh (předpokládám výkyvy ceny EE na burze v průběhu dne), cena za elektřinu z PVE by vycházela na 66,5 €. To je na úrovni podobné jako nabízejí OZE a nebo plynové elektrárny.

Jenže je třeba k tomu připočíst ještě investiční náklady. Výsledek by se pak pohyboval v rozmezí 87 – 96 €/MWh. Tedy takovém které se zdá být realistické pro nové JE. Jenže k tomu by bylo potřeba připočíst ještě nespecifikovanou sumu za provozní náklady. Pak vyvstává otázka zda by tato cena elektřiny byla akceptovatelná pro trh. Každé prodražení projektu o 100 milionů by pak navíc znamenalo navýšení ceny elektřiny o asi 39 Kč (1,6 €) na MWh.

Přebudování Lipenské elektrárny na elektrárnu přečerpávací by si dále vyžádalo zajištění odtoku vody z přehrady a jeho energetické využití. To by patrně znamenalo vybudování nové průtočné elektrárny a obnovení původní elektrárny ve Vyšším Brodě, ze které se naštěstí většina stavebních objektů, včetně jednoho přívodního potrubí, náhonu a jezu, zachovala.

Alternativně by bylo také možné využít cca 150 000 kubíků do plného zásobního objemu k zajištění odtoku až 10 kubíků (bez započtení přítoku původním korytem Vltavy), což je možné realizovat po dobu 4 hodin. Následně by bylo po dobu 1 až 2 hodin (podle nastaveného průtoku), puštěno jedno ze soustrojí podzemní elektrárny a voda v nádrži opět doplněna. Tento postup však může vyvolávat konflikty pokud by mělo dojít k čerpání právě v momentě kdy by bylo třeba realizovat dopouštění.

Vzhledem k tomu že použitelnost celého systému závisí na dostupném objemu vody, a to jak pro přečerpávání, tak vyrovnávání odtoku, bylo by žádoucí podniknout kroky k navýšení objemu nádrže  ve Vyšším Brodě. Pokud by například došlo k přebudování přepadů tak aby bylo možné využít i současný neovladatelný retenční objem, mohla by amplituda hladiny vzrůst o 0,6 m, což při rozloze asi 45 ha znamená dalších 270 000 kubických metrů, které by se mohly účastnit provozu elektrárny. 

Další možností by byla těžba materiálu z prostoru nádrže. Například při levém břehu pod areálem Spirovy elektrárny se nalézá mělčina o rozloze přibližně 6 ha. Pokud by bylo možné ji odtěžit v průměru do hloubky 1,5 m, znamenalo by to další navýšení objemu o dalších 90 000 kubíků.

Další objem navíc by se dal získat pokud se odtěží materiál na výsypce po ražbě tunelu Lipenské elektrárny. Podle státní mapy v měřítku 1:5000 (před a po) se dá potvrdit, že se zde tento umělý útvar opravdu nachází na rozloze cca 4,5 ha. Pokud by byl materiál (asi 180 tisíc kubíků), odtěžen, mohl by objem nádrže vzrůst o dalších asi 148 tisíc kubických metrů. S těmito úpravami by objem zásobního objemu nádrže u Vyššího Brodu narostl až na 2 miliony kubických metrů.

Tento objem by měl být již dostatečný k tomu aby umožnil uspokojení požadavků jak přečerpávací elektrárny, které se pohybují kolem 1,35 milionu kubíků, tak vyrovnávání odtoku, které se pohybují někde v řádu 756 tisíc kubických metrů. Zajímavou výhodou je jistá elasticita kapacity 

Těžba a odvoz materiálu by také nepředstavoval vážnější problémy pro okolí, v těsném sousedství se nachází železniční trať a nádraží ve Vyšším Brodě. Bylo by pak možné vytěžený materiál odvážet za pomoci železnice k roztřídění a dočasnému uložení před dalším využitím.

Tab. 1 – Srovnání současné a možné konfigurace VE Lipno

Lipno III

Během vyhledávání informací zejména k nádrži ve Vyšším Brodě jsem však narazil v jedné diplomové práci na zmínku o projektu Lipna III, v minulosti uvažované přečerpávací elektrárně. Tato se uvažovala ve dvou variantách. První s vybudováním nádrže na místě bývalých Kapliček, kterou je možné pro vážné dopady do krajiny z úvah vyloučit. A druhou, která by znamenala vybudování nové podzemní elektrárny a modifikaci nádrže Lipna II novou hrází, která by oddělila prostory pro provoz špičkové vodní elektrárny a elektrárny přečerpávací. Bohužel se k tomuto projektu, jeho první variantě, nedá příliš informací dohledat, zdá se že se o něm od začátku 90. let vůbec nemluví a je možné že podklady k němu již ani neexistují. Přinejmenším nejsou snadno dostupné v elektronické podobě.

Zkusme se tedy na projekt podívat optikou reverzního inženýrství. Zajištění dostatečného objemu vody pro přečerpávání má být dosaženo šikmou hrází táhnoucí se přes horní část prostoru Vyšebrodské nádrže, od výtoku špičkové elektrárny zhruba do poloviny délky protějšího břehu, přibližně po železniční přejezd. (str. 69) Výška hladiny ve spodní nádrži by podle vyznačené plochy neměla přesáhnout 570 m.n.m., rozloha této nové nádrže by tak byla přibližně 45 ha. Zároveň je ale třeba také uvažovat nad výškou pro přepad povodňové vody z nádrže Lipno III do nádrže Lipno II, vzhledem k délce možné přepadové hrany klidně až 500 m, uvažujme dále kótu horní hladiny jako 568,5 m.n.m.

Plocha nádrže se dá rozdělit na tři hlavní části, první z nich se nalézá nad současnou zatopenou plochou nádrže u Vyššího Brodu. Druhá je plocha ohraničená kótou 565 m.n.m., třetí je prostor mezi kótou 565 a 570 m.n.m. a poslední, čtvrtá, je plocha pod současným dřevoskladem, kde se pravděpodobně nachází výsypka ze stavby Lipenské elektrárny.

První oblast zabírá plochu cca 98 000 m² a při rozdílu mezi hladinou zásobního prostoru Lipna II a uvažovanou kótou přepadové hrany by obsahovala, v obou případech s použitím marže v hodnotě 10 cm, 548 800 kubických metrů. Druhá část rozlohu přibližně 86 000 čtverečních metrů, což by mohlo odpovídat 387 000 kubíků. Třetí část by při rozloze přibližně 147 800 metrů čtverečních obsahovala 251000 kubíků, poslední část by mohla zabírat přibližně 66 000 čtverečních metrů a obsahovat 92 000 kubických metrů. Celkový objem nádrže by pak dosahoval, bez dalších úprav koryta. asi 1 278 800 kubických metrů. O něco méně než je k dispozici pro současnou elektrárnu.

Ovšem s touto novou nádrží by mohl vyvstat jeden značný problém který by se přes nicotné rozměry vůči nádrži mohl stát nepřekonatelným. V prostoru který by byl zatopen totiž roste památný dub u Čertovy stěny, pokud by měla být hladina zvednuta na kótu 570 m.n.m., znamenalo by to jej porazit, nebo přesadit. Taková operace by ale byla pro jeho rozměry značně komplikovaná a nebo dokonce nemožná. Tím však může být dosažitelná hladina jen na kótě 565 m.n.m. V takovém případě by objem vody dostupný k přečerpávání byl příliš malý. Realizace PVE v této podobě tak není příliš reálná.

PVE Kyjice

Újezd, tedy ČSA, všechna tato jména se nabízejí pro první PVE pod Krušnými horami. Podkrušnohorská krajina, v posledních desítkách let intenzivně přetvářená lidskou činností, brzy dozná další podstatné změny, jak bude postupně ukončována těžba uhlí ve velkolomech, budou se tyto pomalu zatápět, tak jako se stalo s menšími lomy v minulosti, a vzniknou rozlehlá jezera. Ta dávají příležitost k vybudování nových PVE. A než se podaří připravit a vyjednat všechny ty velké PVE s nádržemi na náhorní planině Krušných hor, nabízí se vybudování PVE mezi jezerem ČSA a Kyjickou retenční nádrží.

Na místě lomu ČSA se uvažuje vznik jezera jehož hladina se bude při rozloze cca 670 ha nacházet na kótě 180 m.n.m. Jeho kóta se tak bude nalézat pod hladinou Bíliny a menších jezer v blízkosti Ervěnického koridoru. Bude se tak jednat o jezero neprůtočné jehož jediným přítokem budou průsaky vody a potoky na svazích krušných hor, déšť a případné převody vody z povodí Ohře a Bíliny, které budou dorovnávat výpar z jeho hladiny. (https://www.e15.cz/domaci/lom-csa-se-docka-zatopeni-vznikne-zde-jezero-skleniky-i-solarni-park-1381630)

V souvislosti s potřebou přeložit Bílinu do potrubní trasy došlo k vybudování nádrže Újezd, dříve známé také jako Kyjice podle zaniklé obce. Jejím úkolem je rozprostření povodňové vlny v čase tak aby bylo možné vodu bezpečně převést potrubím po Ervěnickém koridoru a akumulace vody pro použití v průmyslu který se nachází podél Bíliny, například v Litvínovské rafinerii a elektrárnách kolem Bíliny. Díky tomu disponuje značnou kapacitou jak ochranného – 2,32 milionu kubíků, tak zásobního – 4,56 milionu kubíků, prostoru. Vzdálenost mezi ní a jezerem je jen několik málo kilometrů a sto výškových metrů, téměř ideální situace pro vybudování PVE. 

Z Kyjické nádrže by vedlo cca 3,5 kilometru dlouhé dvojité tlakové potrubí s průměrem 4 metry do prostoru současného lomu. Každá z trub by byla s to dodávat 40 vteřinových kubíků, z elektrárny by pak do samotného jezera pokračovaly dvě betonové štoly. Každé ze soustrojí by pak bylo s to do elektrické sítě dodávat cca 33,5 MW, celkový výkon přečerpávací vodní elektrárny by tak dosahoval 67 MW. Pro provoz elektrárny po osm hodin by bylo potřeba 2,31 milionu kubíků, tedy v podstatě celý ochranný objem nádrže. Tato ztráta ochranného prostoru by ale díky vysoké hltnosti elektrárny nemusela představovat problém. Hladina v jezeře ČSA by během provozu kolísala o 34 centimetrů.

Elektrárna by se dala využít také k doplňování vody v jezeře, jehož hladina může v souvislosti se změnami klimatu a střídaní suchých a vlhkých period kolísat. Tím by mohla být podstatně zvýšena ochrana dále na toku Bíliny a zároveň by docházelo k lepšímu zadržení vody na území ČR. Ať již by se jednalo o postupné odčerpávání vody z jezera a odpouštění do koryt Bíliny v období sucha, nebo přirozený transport v podobě výparu vody z hladiny. Také by bylo možné využít přivaděč k převodu části zvýšených průtoků toků které dnes vodu odvádějí do povodí Ohře. Problém by však mohly představovat tunelové a mostní úseky přivaděče, které by limitovaly jeho kapacitu v tomto režimu.

Pokud by se pro přečerpávání vyčlenil dvojnásobný objem Kyjické nádrže, nebo bylo přikročeno k jejímu rozšíření, bylo by možné dále navyšovat jak instalovaný výkon, tak akumulační kapacitu elektrárny, teoreticky až na 201 MW a 1620 MWh.

V souvislosti s výstavbou této PVE a postupnou rekultivací oblasti mezi Chomutovem a (Novým) Mostem se nabízí i výstavba klasické špičkové elektrárny. Ta by při spádu cca 50 m k vyrovnávání odtoku využívala rekultivačních jezer Marcela a Hedvika. Dostupný výkon pro toto uspořádání je však jen asi 4 MW a byť by přivaděč byl podstatně menší a kratší než v případě PVE, stavba, jako taková, by patrně nebyla ekonomicky efektivní. Mnohem zajímavější by mohlo být vybudování umělého vodopádu, nebo kaskády peřejí, která by převedla Bílinu a vytvořila turisticky atraktivní lokalitu.

Další výhodou umístění Kyjické PVE je blízkost velkých rozvoden, které dnes slouží pro vyvedení výkonu uhelných elektráren a také relativně snadný přístup k energii ze Severního moře prostřednictvím existujícího vedení. V případě že by se uvažovala maximální kapacita, tedy 1620 MWh, tak při zachování výkonu 67 MW by se již jednalo o zařízení s možností provozu po dobu 24 hodin, což už může být zajímavé z hlediska delších obchodních intervalů, například mezi víkendem a všedními dny.

Taktéž by bylo možné ji kombinovat přímo s FVE v zařízení které bude s to dodávat do sítě výkon přibližně 67 MW v podstatě nepřetržitě po několik měsíců v roce.

Tab. 2 – Návrhová konfigurace PVE Kyjice

Závěr

Realizace dalších dvou přečerpávacích elektráren, by umožnila navýšit akumulační kapacitu asi o 1 GWh a přispěla do sítě regulačním výkonem přibližně 473 MW mezi plným turbínovým a plným čerpacím režimem. Určit přesné dopady tohoto dalšího navýšení na elektrizační soustavu se v kombinaci s elektrárnami zmíněnými v minulém článku stává složitějším a to zejména z důvodu kombinace akumulace a přečerpávání v případě Lipenské elektrárny, kdy v různých obdobích může převládat akumulační a v jiných přečerpávací charakter využití.

Podíl jednotlivých PVE na celkové akumulační kapacitě v ČR

Zcela teoreticky by bylo možné jejich kombinací všech existujících a doposud v textech uvažovaných elektráren zajistit výkon cca 500 MW po dobu 14 hodin. Tím by bylo umožněno celodenní pokrytí části spotřeby jen za pomoci energie získané z FVE. Také by to umožnilo snížit podíl tepelných elektráren běžících v základním režimu a tím dále zvýšit podíl fotovoltaických elektráren na denní výrobě.

Budeme-li uvažovat že minimální zátěž sítě je přes léto v noční době asi 4500 MW a z těchto jsou 3000 MW z JE (jeden blok JE Temelín v odstávce), je 1500 MW pokryto z elektráren tepelných, pokud je možné bezpečně snížit jejich výkon na 60 %, toto snížení umožní připojení asi 600 MWp FVE. Pokud ale díky krytí z akumulace je nutné mít v noci v provozu jen 1000 MW v uhelných elektrárnách, je možné v průběhu dne navýšit produkční kapacitu FVE až o 900 MWp.

Těchto 900 MWp navíc, které by bylo možné připojit díky efektu náhrady zdrojů v základním zatížení představuje roční produkci přibližně 0,9 TWh, tedy přibližně 1,3 % celkové spotřeby elektrické energie v ČR. 

Přesnější vliv navrhovaných PVE v kombinaci se současnými by bylo již třeba zjistit alespoň jednoduchou simulací. Bylo by třeba zjistit jak přesně se budou chovat v součinnosti s FVE a VtE, v průběhu jednotlivých období roku, jak budou reagovat na případné souběhy i na souběhy s výrobou v Německu. Taktéž je třeba zjistit jak se na chování systému budou projevovat jednotlivé varianty kapacit uvažovaných PVE a jaký vliv bude mít rozdílná vodnatost Vltavy na schopnost (P)VE Lipno ukládat energii.

Procentuální příspěvek jednotlivých uvažovaných PVE na nárůstu akumulační kapacity v ČR při konzervativní přístupu

zdroj: vlastní