Příspěvky

Publikováno

Škoda JS míří do řetězce Westinghouse: Plzeňské strojírny čeká klíčová zkouška

Americká společnost Westinghouse Electric Company působící v jaderné energetice zadala plzeňským strojírnám Škoda JS výrobu zkušebních vzorků vnitřních komponent reaktoru AP1000 a víka tlakové nádoby. Chce si tak ověřit výrobní schopnosti české firmy, která je součástí skupiny ČEZ. Škoda JS bude na zakázce pracovat zhruba dva roky. Pokud v přípravné fázi uspěje, může se stát součástí dodavatelského řetězce Westinghouse a podílet se na projektech AP1000 v Evropě i ve světě, řekl ČTK mluvčí Škody JS Karel Samec.

Škoda JS a americká společnost začaly o smlouvě jednat poté, co plzeňské strojírny získaly letos na jaře americkou certifikaci ASME, která patří k nejnáročnějším v jaderném průmyslu. Plzeňský podnik ji dostal jako první výrobní firma ze střední a východní Evropy. Podle generálního ředitele Škoda JS Karla Bednáře bylo získání certifikace potřebné pro výrobu primárních komponent jaderných elektráren prozíravým krokem. „Díky tomu nás teď oslovují špičky našeho oboru, a hlavně finální EPC kontraktoři (dodavatelé stavby na klíč). Nabízí nám zapojení do svých mezinárodních dodavatelských řetězců,“ uvedl.

AP1000 je pokročilý tlakovodní jaderný reaktor nové generace, který vyvinul právě Westinghouse. „Už jsme zahájili přípravné práce na výrobě komponent reaktoru AP1000, konkrétně vnitřních částí a víka. Přípravu výrobních technologií pro ‚ostrou‘ produkci ve svých provozech v Plzni v souladu s požadavky ASME bychom měli zvládnout během dvou let,“ řekl Samec.

Zakázka od Westinghouse zahrnuje hlavní části primárního okruhu jaderných elektráren, na které ŠKODA JS cílí. Vnitřní části reaktoru úspěšně dodává také do jiných projektů. Strojírny musí podle Samce v přípravě na výrobu dílů pro Westinghouse zvládnout všechny zákazníkem požadované technologické procesy a postupy podle zásad ASME.

„Úspěch v přípravné fázi nám umožní dodávky zmiňovaných komponent pro evropské projekty Westinghouse. Naší ambicí ale zároveň je, dostat se i na americký trh. Vzhledem k tomu, že se tam už reálně připravuje výstavba deseti nových bloků, věřím, že bychom se tam mohli uplatnit,“ řekl vedoucí obchodního týmu pro západní teritoria Jan Růžička.

Kromě projektu s Westinghouse se Škoda JS i díky ASME nedávno zapojila do mezinárodního dodavatelského řetězce britské společnosti Rolls-Royce SMR. Zvyšuje to její šanci na úspěch u potencionálních dodávek pro nový jaderný blok v jaderné elektrárně v Dukovanech na Třebíčsku, dodal mluvčí plzeňských strojíren.

Škoda JS měla loni provozní zisk EBITDA 115 milionů korun při tržbách 3,6 miliardy Kč.

Publikováno

Německo nadále bojuje s nedostatkem projektů v aukcích pro střešní fotovoltaiky

Střešní solární elektrárna

Německo i v letošním roce podporuje rozvoj fotovoltaických elektráren na střechách a protihlukových stěnách skrze systém aukcí, přičemž v říjnu proběhlo letošní třetí a zároveň poslední kolo. Ve srovnání s jinými aukcemi zůstává zájem investorů vlažný. Objem projektů přihlášených do posledního kola sice vzrostl, řadu z nich však regulátor musel ze soutěže vyřadit a část nabízeného výkonu zůstala opět nevyužita. Soutěžené ceny nadále stagnují a drží se těsně pod 100 EUR/MWh.

V Německu letos proběhla celkem tři samostatná kola aukcí na podporu výstavby solárních elektráren na střechách a protihlukových stěnách. V každém z těchto kol se soutěžilo o necelých 300 MW výkonu, nicméně ani v jednom případě nebyl nabízený výkon zcela využit.

V posledním kole se situace výrazně zlepšila, kdy objem přihlášených projektů překročil objem aukce vůbec poprvé za poslední rok. Nicméně ani tak nebyl veškerý soutěžený výkon o hodnotě 296 MW využit, jelikož regulátor musel z přihlášených 346 MW vyřadit projekty o výkonu 58 MW. Nakonec tak v aukci uspělo všech 143 zbývajících projektů o celkovém instalovaném výkonu 288 MW.

V posledním kole se vysoutěžené zajištěné ceny pohybovaly mezi 85 a 100 EUR/MWh, jejich vážený průměr dosáhl 96,7 EUR/MWh. Letos tak ceny víceméně stagnují blízko hodnoty 100 EUR/MWh a nadále se drží nad hodnotami z předchozích dvou let.

Na rozdíl od aukcí pro pozemní instalace, kterým tradičně dominují spolkové země na jihu Německa, většina projektů připadla na severní část Spolkové republiky. Nejvíce úspěšných projektů pocházelo ze spolkové země Severní Porýní-Vestfálsko (66 MW), následovaly Hesensko (30 MW), Braniborsko (28 MW) či Dolní Sasko (27 MW).

Publikováno

Český trh s PPA je na samém začátku. Rozhoduje cena i délka kontraktu, říká Jan Srna z Enery

O společnosti Enery bylo v poslední době v České republice hodně slyšet. Nedávno spustila unikátní elektrárnu Stella o výkonu 37 MWp v Dyníně a získala také nový projekt – solární elektrárnu o výkonu 27 MWp s již uzavřenou dvacetiletou smlouvou PPA s průmyslovým odběratelem. S Janem Srnou, který pomáhá propojovat Enery a zájemce o dodávky elektřiny z obnovitelných zdrojů prostřednictvím PPA, jsme se bavili o aktuálním stavu velkých fotovoltaických parků, jejich financovatelnosti a o tom, kde momentálně vidí největší potenciál pro obnovitelné zdroje v České republice.

Výstavba velkých fotovoltaických parků v České republice postupuje výrazně pomaleji než v řadě okolních zemí. Zatímco v Německu, Polsku nebo Rumunsku vznikají nové elektrárny o výkonech desítek až stovek megawattů, v Česku jsou podobné projekty v posledních letech spíše výjimkou. Jednou ze společností, kterým se přesto daří velké solární parky realizovat, je Enery. Ta nedávno uvedla do provozu elektrárnu Stella v jižních Čechách a připravuje výstavbu dalšího projektu o výkonu 27 MWp.

Oba projekty přitom spojuje ještě jedna důležitá charakteristika. Na rozdíl od většiny velkých fotovoltaických elektráren postavených v Česku v minulosti nespoléhají na provozní podporu. Jejich ekonomika stojí na dlouhodobých smlouvách o dodávkách elektřiny (PPA) s průmyslovými odběrateli. Také tento trh je však v Česku teprve na začátku a velké korporátní PPA kontrakty zůstávají poměrně vzácné.

Jak obtížné je dnes najít průmyslového odběratele ochotného zavázat se k nákupu elektřiny na desítky let? Za jaké ceny se dlouhodobé kontrakty uzavírají a co rozhoduje o jejich ekonomické výhodnosti? V rozhovoru se věnujeme také tomu, proč mohou solární panely natáčené za sluncem vyrábět až o pětinu více elektřiny, jak výrobci řeší stále častější záporné ceny a proč budoucnost PPA patří kombinaci fotovoltaiky, baterií a dalších zdrojů.

ENERY v poslední době dokončila nebo připravila dva významné projekty v Česku. Můžete je představit?

První z nich je elektrárna, kterou nazýváme Stella, v jihočeském Dyníně. Je to elektrárna o výkonu 37 MWp. Zajímavé na ní je, že máme rovnou odběratele většiny elektřiny, kterým je průmyslová firma působící v České republice. Technickým specifikem je, že stojí na trackerovém systému, tedy na jednoosých trackerech, ve kterých vidíme technickou výhodu, byť v České republice tato technologie rozšířená není.

Co se týče druhého projektu, jedná se o kombinaci solární elektrárny s instalovaným výkonem 27 MWp a bateriového úložiště. Tento projekt je o to komplexnější, že je zde opět uzavřena dlouhodobá smlouva PPA s průmyslovou firmou.

Fotovoltaická elektrárna Stella už tedy vyrábí. V jaké fázi je druhý projekt?

Ano, Stella je dokončená a už vyrábí. Prošla všemi finálními kroky a je připojená do distribuční soustavy. Naopak elektrárna o výkonu 27 MWp má platné stavební povolení a brzy se začne stavět s tím, že dokončení plánujeme na příští rok.

FVE Stella. Zdroj Enery

Dokončení druhého projektu plánujeme ve druhé polovině příštího roku. Zasmluvnění dodávek je nyní v procesu.

U Stelly využíváte bifaciální panely a jednoosé trackery. O kolik mohou zvýšit výrobu?

Volba bifaciálních panelů vychází z technologického pokroku fotovoltaických modulů. Předpokládáme, že takto staví i konkurenti a ostatní firmy v oboru. Bifaciální panel přidává někde mezi 5 a 10 % oproti standardnímu staršímu typu. Trackerový systém, tedy jednoosé trackery, kdy se panel pomocí senzoru otáčí za sluncem, by měl vést ke zvýšení výroby někde mezi 12 a 20 %. Záleží na tom, jak je elektrárna navržená a jak rozlehlý je pozemek.

Kromě množství vyrobené elektřiny se ale mění i její rozložení během dne, že?

Zmínil jsem absolutní čísla. Kdybych měl 10 MW s jižní orientací a 10 MW na trackerech, trackery mi v absolutním vyjádření vyrobí zhruba o 15 % více. Je tam ale i jiná výrobní křivka. Tím, že se panely natáčí za sluncem, začnou vyrábět dřív. Nemají tak vysokou absolutní špičku jako jižní orientace, ale dokážou vyrábět déle, takže hodnota výrobního profilu je lepší.

Vyplatí se trackery také ekonomicky, zejména s ohledem na ceny elektřiny v jednotlivých hodinách?

Je to celé složité, protože každá elektrárna se musí navrhnout optimálně. U trackerů máte navýšené vstupní náklady, tedy CAPEX. Na druhou stranu je tam hezčí, resp. hodnotnější výrobní křivka plus vyšší absolutní výroba. Je to tedy vždy porovnání těchto složek a jsou tam ještě drobné nuance, které je v modelech potřeba zohlednit. Proto se každá elektrárna navrhuje individuálně a nelze automaticky říct, že se trackery hodí všude. Vzhledem k povaze trackerového systému, který se otáčí, je potřeba větší pozemek, takže není vhodný pro všechny lokality.

Dlouho se říkalo, že se trh dlouhodobých PPA kontraktů v Česku rozvíjí jen pomalu. Problémem byla často cena a délka kontraktu. Jak to vidíte dnes?

Zmínil jste to přesně: cena a délka kontraktu jsou asi dvě největší překážky, které je potřeba při rozhodování překonat. Český trh PPA je stále v plenkách; je to nerozvinutý trh. V menší míře zde projekty existují, rozvinutější je ale trh on-site PPA, kde je zdroj připojený přímo do odběrného místa průmyslového podniku. Tam jsou PPA časově delší, ale menšího rozsahu. Situace by tedy mohla být určitě lepší. Nedá se říct, že by český trh PPA vůbec neexistoval – přece jen zde tyto kontrakty jsou –, ale vidíme, že možná ještě větším problémem je dohoda na délce kontraktu.

Co by pomohlo překonat neochotu firem uzavírat dlouhodobé smlouvy?

Určitě je to o osvětě, o zdůrazňování, že PPA kontrakty firmám dávají stabilitu. Energetický i průmyslový sektor narážejí na to, že zde stabilita není – a PPA ji klientům dávají. Dávají jistotu, že u části energie, která je pro podnik jednou z největších nákladových položek, vědí, za kolik ji budou mít. A pak vás tolik netrápí, co se děje v geopolitice. Máte svůj produkt, na který se můžete spolehnout.

Jak se pohybují ceny PPA? Lze alespoň přibližně říct, na jakých úrovních se kontrakty uzavírají?

Je to značně rozdílné. PPA je jako auto: můžete mít auto za 400 tisíc a můžete mít auto za 4 miliony podle toho, jakou výbavu si vyberete. Obecně si ale myslíme, že u dlouhodobějších kontraktů je cena elektřiny výhodnější než při nákupu za standardní burzovní ceny, tedy než kdybyste nakupovali na velkoobchodním trhu – a to bez ohledu na to, jestli jde o trackery, nebo jinou technologii, třeba jižní orientaci. Jako přidanou hodnotu vnímáme, že jde o bezemisní elektřinu z nového zdroje a že se posouváme k celospolečenským cílům, ke kterým jsme se zavázali. Vždycky ale musí vyjít i ekonomika PPA pro odběratele – bez ní to dlouhodobě fungovat nemůže.

Co je pro průmyslové zákazníky hlavní motivací: cena, jistota, nebo plnění ESG cílů?

Řekl bych, že stabilita – tedy že mají výhled cen na delší dobu. Musí to dávat smysl ekonomicky a k tomu je samozřejmě přidaná hodnota ESG, že jde o nově vzniklý projekt a že tím splní nějaké cíle. Dnes je to ale primárně ekonomika a stabilita cen.

Fotovoltaika nemá rovnoměrný výrobní profil. Jaké podoby dodávky proto zákazníkům nabízíte?

V ENERY napříč Evropou – teď se z České republiky rozšiřujeme – máme PPA kontrakty od těch základnějších typu pay-as-nominated, kdy v podstatě garantujeme, že co vyrobíme, to dodáme. To je čistý solární profil. Může to být také kombinace s bateriovým úložištěm, kdy předáváme předem definovaný, upravený solární profil. Až po zelený baseload, který máme třeba v Bulharsku, kde jde o kombinaci s větrnými zdroji, které nám v České republice bohužel chybí. Tam dokážeme průmyslu dodat zelené PPA – kombinaci větru, soláru a bateriového úložiště – jako baseloadovou dodávku.

Systémy solárních elektráren
Zdroj: Pixabay

To může být pro průmyslové firmy zajímavé: pokud si koupí „pásmo“, a ne špičkový profil, je to pro ně výhoda. Je to tedy klient od klienta. Někdo potřebuje solární profil, třeba z technologického důvodu, jiní řeknou, že by PPA rádi chtěli, ale potřebují jiný charakter dodávky.

Na trhu přibývá hodin se zápornými cenami elektřiny. Jak se to promítá do podmínek PPA?

Je to právě o klientovi a konkrétním PPA. Někteří dávají přednost dlouhodobé ceně a záporné ceny neřeší – dodává se i v době záporných cen. Někteří mají cenovou limitaci a někteří zúčtování v době záporných cen striktně vylučují. Když je v tom bateriové úložiště, je to ještě komplexnější. My jako výrobci záporné ceny pochopitelně nevidíme rádi. Ani pro průmyslového odběratele to asi není dlouhodobě optimální – v tržní ekonomice nedává smysl, aby se cokoliv vyrábělo za záporné ceny.

Očekáváte, že rozvoj baterií záporné ceny postupně odstraní?

Asi úplně nezmizí. Vždycky může přijít období – typicky víkend nebo Velikonoce –, kdy bude mimořádně svítit a foukat a záporné ceny se objeví. Z dlouhodobého hlediska ale s rozvojem bateriových úložišť nedává smysl, aby dosahovaly extrémních hodnot. Mohou se objevit intervaly, kdy cena opravdu skočí do záporu, ale rozmach baterií by měl záporné ceny spíše vynulovat a postupně omezovat.

Zvyšuje se zájem o PPA a mění se požadavky odběratelů?

Řekl bych, že trh má dnes lepší znalost těchto kontraktů a že osvěta, o kterou se snažíme, padá na úrodnou půdu. Klienti nejsou překvapení, zkrátka už mají základní znalost. Někteří mají dokonce dedikované týmy profesionálů, kteří pro firmu řeší jen PPA. Trendem jsou hybridní PPA – kombinace fotovoltaiky a bateriového úložiště nebo fotovoltaiky a jiných zdrojů. To je rostoucí trend z hlediska profilu odběru, který pak dokážeme garantovat. Směřuje to ke komplexnějším řešením, kdy potřebujete obchodníka nebo agregátora. Už to není jen o tom postavit fotovoltaiku a začít vyrábět.

Publikováno

Ropa po volbách v USA kolísá: trh vyčkává na další krok vůči Íránu

Predikce v energetice. Ilustrační foto.

Ceny ropy na počátku dnešního obchodování v Asii kolísají a hledají směr v nejistotě kolem dalšího vývoje konfliktu mezi Spojenými státy a Íránem. Investoři vyčkávají na další kroky Washingtonu, protože politickou situaci zkomplikoval výrazný úspěch demokratů v amerických volbách do Kongresu, kdy republikáni prezidenta Donalda Trumpa ztratili většinu v obou komorách. V předchozí obchodní seanci ropa Brent uzavřela na nejnižší úrovni za téměř čtyři týdny.

Kolem 7:40 SEČ cena severomořské ropy Brent mírně rostla o 0,4 procenta na 103,96 USD za barel. Americká lehká ropa WTI si ve stejnou dobu připisovala 0,2 procenta a prodávala se za 96,29 dolaru za barel.

Americké síly tento týden podle představitele USA uskutečnily takzvané obranné údery, jejichž cílem byly systémy protivzdušné obrany. Další americký představitel uvedl, že útoky měly omezený rozsah a neznamenají návrat k rozsáhlým bojovým operacím. Trump zároveň v rozhovoru s listem Financial Times řekl, že Spojené státy v nejbližší době neplánují Írán napadnout. Katar mezitím zintenzivnil zprostředkovatelské úsilí, aby zabránil další eskalaci konfliktu. Podle vysokého íránského představitele jsou však Teherán a Washington stále daleko od dohody o ukončení války.

Analytici upozorňují, že protichůdná vyjádření amerického prezidenta o dalším postupu vůči Íránu ztěžují odhad dalšího vývoje cen. Přestože riziko narušení dodávek ropy přes Hormuzský průliv přetrvává, část investorů podle analytičky společnosti Phillip Nova Priyanky Sachdevové může po výrazném říjnovém růstu vybírat zisky a omezovat spekulativní sázky na další zdražování ropy.

Ropný tanker
Ropný tanker. Zdroj: Pixabay

Trh zároveň podporují údaje o vývoji zásob ropy ve Spojených státech. Ty v týdnu do 30. října klesly o 5,27 milionu barelů, vyplývá z údajů amerického ropného institutu API, na které se odvolávají tržní zdroje. Analytici oslovení agenturou Reuters naopak očekávali nárůst zásob v průměru o 880.000 barelů. Zásoby benzinu se zvýšily o 1,43 milionu barelů, zatímco zásoby destilátů, mezi které patří nafta, klesly o 1,19 milionu barelů.

Údaje podle analytiků společnosti Haitong Futures celkově podporují ceny ropy. Zásoby nafty zůstávají nízké, zatímco zásoby benzinu vzrostly více, než se očekávalo. Investoři nyní čekají na oficiální údaje amerického Úřadu pro energetické informace (EIA), které budou zveřejněny dnes odpoledne.

Ceny ropy v dolarech za barel (asi 159 litrů)

BURZA TYP KONTRAKT AKTUÁLNÍ CENA PŘEDCHOZÍ ZÁVĚR
Londýn – ICE Brent leden 103,96 103,60
New York – NYMEX WTI prosinec 96,29 96,09
Publikováno

Investoři začali počítat náklady na AI. Novou měnou závodu se stává zajištěný výkon

Americké technologické firmy dávají do datových center pro umělou inteligenci desítky miliard dolarů čtvrtletně, ale peníze samy o sobě elektřinu nezajistí. Provozovatel soustavy PJM, který řídí síť ve 13 státech USA, nesehnal v poslední kapacitní aukci dost výkonu ani za stropovou cenu a zajištěné zdroje zaostaly za požadavkem na spolehlivost o 6 831 MW. Hyperscaleři proto uzavírají energetické smlouvy na desítky let, ručí za objednávky zařízení pro budoucí zdroje a kupují i flexibilitu od domácností. Zajištěný výkon se tak stává novou měnou, o kterou firmy soupeří.

Páteční propad na Wall Street nebyl jen reakcí na slabší čtvrtletní čísla. Investoři řešili také to, zda se obří výdaje na AI dají včas proměnit v nezbytnou infrastrukturu – běžící datová centra. Index Nasdaq Composite 30. října ztratil 2,8 %, což byl jeho nejhorší den od června. Výprodej podle agentury UPI odstartovaly mimo jiné výsledky Amazonu a mateřské společnosti Googlu Alphabet, které u investorů vyvolaly obavy z nákladů na vývoj AI.

Peníze přitom nejsou jediným limitem. Kapitálové výdaje firem sice předbíhají hotovost, kterou jejich byznys vydělává, tvrdší překážkou je ale fyzika sítě. Ani firma s dostatkem peněz nedokáže rychle získat elektřinu pro nová datová centra. Výkon v soustavě tak rozhoduje o tempu rozvoje AI stejně jako rozpočet.

Peníze nestačí, kapacita přichází pozdě

Ani dostatek peněz nezaručuje, že se investice promění v kapacitu tak rychle, jak firma potřebuje. Firmy musí intezivně řešit dostupnost klíčových zdrojů. Microsoft uvedl, že se mu v uplynulém čtvrtletí zpozdily dodávky části kapacit od externích dodavatelů. Podle finanční ředitelky Amy Hoodové se zpoždění týkala zejména poskytovatelů grafických procesorů jako služby. Hoodová zároveň zopakovala, že poptávka stále převyšuje nabídku. Analytici přitom čekali investice ve výši 50,67 mld. USD. Kladný peněžní tok Microsoftu tak zčásti odráží i to, že firma nestihla utratit vše, co plánovala.

Roli v takovém vývoji hrají nejen čipy, ale i dostupná energie. Ukazují to závazky Alphabetu. Firma ke konci září evidovala dosud nezahájené leasingy, převážně datových center a energetické infrastruktury, s budoucími platbami 130,5 mld. USD. O rok dříve šlo o 42,6 mld. USD, ve druhém čtvrtletí 2025 o 23,9 mld. USD. Za necelých pět čtvrtletí se tedy objem zhruba zpětinásobil.

Smlouvy na dodávky energie pro datová centra uzavírá Alphabet na tři až 26 let, se závazky až do roku 2054. Obvykle obsahují doložky take-or-pay, tedy povinnost zaplatit minimální objem bez ohledu na skutečný odběr. Firma navíc ručí do výše 16,2 mld. USD, aby si její protistrany mohly objednat zařízení s dlouhou dodací lhůtou pro budoucí smlouvy o nákupu elektřiny. V březnu za 5,9 mld. USD koupila developera obnovitelných zdrojů Intersect s odůvodněním, že akvizice urychlí rozvoj datových center i energetiky. Podle letošní analýzy agentury Moody’s má pětice největších hyperscalerů nezahájené leasingové závazky za 662 mld. USD, které se zatím neobjevují v rozvahách.

Elektřinu si ve velkém zajišťuje i další technologický gigant Amazon. V energetických smlouvách vedených jako deriváty má zhruba 690 mil. MWh s průměrnou zbývající dobou kolem 18 let.

Aukce PJM ukazuje, že výkon chybí i za stropovou cenu

Nejzřetelněji je nedostatek výkonu vidět v kapacitním trhu PJM. Kapacitní platba je odměnou výrobci za závazek vyrábět, kdykoli ho provozovatel soustavy vyzve. Je oddělená od platby za skutečně vyrobenou elektřinu. PJM, provozovatel přenosové soustavy ve 13 státech a ve Washingtonu, nakoupil v aukci na období 2028/2029 výkon 138 317 MW za zastropovanou cenu zhruba 325 USD za megawatt a den. Strop zavedl federální regulátor FERC poté, co ceny v aukci v roce 2024 vyskočily o 880 %. Celkem PJM zaplatí výrobcům kolem 16,4 mld. USD.

Ani za maximální povolenou cenu se však nepodařilo nakoupit dost. Zajištěné zdroje zaostaly za požadavkem na spolehlivost o 6 831 MW. Rezervní marže klesla na 14,7 % proti preferovaným 20 %, protože poptávka roste rychleji než nabídka. Cena tak narazila na strop dřív, než se nabídka a poptávka vyrovnaly. Hlavní příčinou rostoucích nabídkových cen je podle PJM poptávka plánovaných datových center.

Nezávislý monitor trhu Monitoring Analytics odhaduje, že na datová centra připadá zhruba 6,3 mld. USD z celkových kapacitních nákladů. Tyto náklady ale podle jeho prezidenta Joea Bowringa nenesou samotná datová centra, nýbrž všichni odběratelé v oblasti PJM. Maloobchodní ceny elektřiny v regionu podle Heatmap News za pět let vzrostly asi o 49 %, zatímco v celých USA o 33 %. Státní regulační komise proto čelí tlaku, aby nastavily tarify, v nichž domácnosti nebudou dotovat datová centra.

Google si kupuje výkon u domácností

Když nový výkon nejde rychle postavit, dá se získat uvolněním stávajícího. Google 22. října rozšířil dohodu se společností Voltus o virtuální elektrárnu s výkonem 1 GW v soustavě PJM. Virtuální elektrárna propojuje baterie, chytré termostaty a průmyslová zařízení u odběratelů a v době vysoké poptávky dočasně snižuje jejich spotřebu. Rozšíření přidává 1 070 MW k původním 100 MW z června, firmy však nevysvětlily, jak se to shoduje s deklarovaným gigawattem. Finanční podmínky nezveřejnily.

Zapojení odběratelé získají úspory na účtech a přímé platby, které financuje Google z nákupu kapacity. Nejde ovšem o ekvivalent nové nepřetržité výroby, protože přínos závisí na tom, kolik spotřeby účastníci skutečně sníží a zda spolehlivě zareagují. Hyperscaler tu každopádně přestává být jen odběratelem a začíná do sítě přinášet vlastní kapacitu.

Microsoft očekává, že jeho investice ve druhé polovině fiskálního roku zrychlí, mimo jiné díky dodávkám externích kapacit přesunutým do tohoto období. Amazon drží letošní výhled investic na 220 mld. USD. Jeho šéf Andy Jassy přitom avizoval pro rok 2027 výrazně vyšší výdaje. Federální regulátor FERC čeká od provozovatelů soustav zprávu o tom, jak upraví připojování velkých odběrů; konečná verze má přijít v srpnu.

Pokud zpožděné kapacity Microsoftu dorazí a jeho volný peněžní tok přesto zůstane kladný, potvrdí se, že hlavní brzdou není nedostatek peněz, ale dodávky výkonu a hardwaru. Pokud se i další aukce PJM zastaví na stropu, zůstane zajištěný výkon nedostatkovým zbožím a firmy budou dál hledat cesty podobné dohodě Googlu s Voltusem.

Publikováno

Obří úspěch pro Křetínského firmu: LEAG bere v Německu zakázky za miliardy eur

Německá vláda dnes zadala 11 zakázek v hodnotě kolem 12 miliard eur (přes 290 miliard Kč) na výstavbu nových plynových elektráren či přeměnu existujících uhelných elektráren na plynové. Sedm zakázek získala německá energetická společnost LEAG, která patří do skupiny EP Group miliardáře Daniela Křetínského, informovaly agentury Reuters a DPA.

Celková produkční kapacita 11 udělených zakázek činí 5,16 gigawattu. Kapacita zakázek získaných firmou LEAG jsou zhruba tři gigawatty. Společnost LEAG uvedla, že většina nových elektráren bude vybudována na místech stávajících elektráren ve východním Německu. To podle ní sníží náklady a zkrátí čas výstavby, píše Reuters.

„Získání zakázek na sedm nových bloků elektráren v rámci jednoho výběrového řízení je velkým úspěchem,“ uvedl šéf podniku Adi Roesch.

„Stavíme nové, moderní elektrárny budoucnosti na místech stávajících elektráren, čímž šetříme zdroje a vytváříme dlouhodobé perspektivy,“ dodal.

Šéf Spolkové agentury pro sítě Klaus Müller uvedl, že při výběrovém řízení byla ostrá konkurence, což vedlo k relativně nízkým cenám zakázek. „Výsledek tendru je důležitým prvním krokem k zajištění dlouhodobých a nákladově efektivních dodávek elektřiny,“ dodal.

Německá vláda plánuje ještě dvě kola výběrových řízení na nové plynové elektrárny. Celková hodnota zakázek má činit až 35,2 miliardy eur, napsala agentura Reuters. Plynové elektrárny budou podle Reuters dostávat subvence, aby byly k dispozici v obdobích nízkých dodávek elektřiny z jiných zdrojů, jako jsou solární a větrné elektrárny.

Publikováno

Komentář: Elektrárny potřebují jistotu. Česko ale chystá odklad kapacitních aukcí

paroplynová elektrárna Lausward v německém Düsseldorfu, zdroj: Siemens

České kapacitní aukce se přesunou na příští rok. Podle vyjádření ministerstva průmyslu a obchodu by se první cenové nabídky mohly podávat v prvním čtvrtletí roku 2027. Pro investory do nových elektráren to znamená další nejistotu při rozhodování o projektech za miliardy korun. A právě čas začíná být pro českou energetiku stále důležitějším faktorem.

Ještě v srpnu vyhlásila společnost ČEPS aukce pro dodávková období začínající v letech 2030, 2031 a 2032. Nyní se připravuje změna harmonogramu, která by při zachování dosavadních předstihů posunula tato období o rok. První kapacitní platby by tak mohly přijít nejdříve v roce 2031, hlavní aukce je plánována na rok 2033.

Odklad aukcí může zpozdit investice

Příprava nové elektrárny trvá několik let. Od získání povolení přes připojení do soustavy až po objednávky technologií a zajištění financování. České projekty přitom nesoutěží o technologie jen mezi sebou. Výrobci turbín, kogeneračních jednotek a dalších klíčových zařízení působí na globálním trhu a jejich výrobní kapacity jsou omezené. O tytéž dodávky proto soupeříme s investory z Německa, Spojených států a dalších zemí.

Pokud se české aukce odloží, mohou si zahraniční investoři potřebné turbíny a další technologie objednat dříve. Pro české projekty by to znamenalo nejen delší čekání na dodávky, ale také riziko, že nestihnou termíny požadované kapacitním mechanismem.

Kapacitní mechanismus má přitom pomoci právě s financováním nových zdrojů. Investorům nabízí dlouhodobější příjem za připravenost dodat výkon v době, kdy ho soustava potřebuje. Výsledek aukce tak může být zásadní pro rozhodnutí, zda projekt skutečně realizovat. Čím déle zůstává termín aukce nejistý, tím obtížněji se plánují další kroky.

Pravidla se mění správným směrem

Připravované úpravy přitom obsahují i pozitivní změny. Zjednodušit se má předběžné posuzování projektů, část údajů o investičních nákladech by nově mělo být možné doložit čestným prohlášením. Náklady na zkoušky dostupnosti zdrojů by měla převzít společnost ČEPS.

Za zvlášť důležité považuji navrhované odstranění podmínek, které by mohly způsobit automatický zánik kapacitních smluv kvůli opožděnému přijetí navazujících právních nebo cenových předpisů. Pokud má být taková smlouva podkladem pro financování miliardové investice, musí poskytovat odpovídající právní jistotu a předvídatelnost.

Lepší pravidla proto vítám. Je však potřeba, aby jejich příprava netrvala déle, než je nezbytné. Samotné vyhlášení aukce totiž ještě žádnou elektrárnu nepostaví.

Německo: pomoc i konkurence

Evropská komise navíc letos v září schválila Německu kapacitní mechanismus s předpokládanými náklady až 35,2 miliardy eur. Německo tak chce zajistit dostatek výrobních kapacit od roku 2031, kdy se s rizikem jejich nedostatku může potýkat také Česko. Nové německé zdroje mohou v budoucnu pomoci i české soustavě, pokud budou v potřebné době skutečně dostupné a přenosové sítě umožní dovoz. Jak se případný příspěvek ze zahraničí promítne do množství výkonu soutěženého v českých aukcích, musí vyhodnotit ČEPS. V první fázi však nelze automaticky předpokládat výrazné snížení české poptávky po kapacitách.

Česká energetika se připravuje na postupný odchod uhelných zdrojů. Nové výrobní kapacity proto musí vznikat s dostatečným předstihem. Kapacitní mechanismus může potřebné investice významně podpořit, jeho pravidla ale musí být jasná a harmonogram důvěryhodný.

Roční odklad aukcí nemusí automaticky znamenat roční zpoždění výstavby. Může však posunout investiční rozhodnutí, na které navazují objednávky technologií, financování i samotná stavba.


Převzato z internetového portálu EkoNews.cz, webu o byznyse a udržitelnosti.

Publikováno

KHNP uklidňuje: Harmonogram Dukovan zůstává beze změny, stavba má začít v roce 2029

Jaderná elektrárna Dukovany, nuclear

Dohodnutý harmonogram výstavby nových jaderných bloků v Dukovanech, včetně zahájení stavby v roce 2029, zůstává beze změny. Na dotaz ČTK to dnes uvedla korejská společnost KHNP. Ta po nedávném krachu jednání s korejským konsorciem o smlouvě na stavební práce nyní zpracovává alternativní plán výběru nového stavebního dodavatele. Firma zároveň ujistila, že práce na klíčových částech projektu budou pokračovat i během přechodného období.

KHNP ve čtvrtek oznámila ukončení neúspěšných jednání o smlouvě na stavební práce s konsorciem korejských firem Daewoo Engineering & Construction a Doosan Enerbility. Důvodem jsou podle KHNP rozdílné postoje k zásadním podmínkám. Stavba nových jaderných bloků v Dukovanech by měla být největší českou zakázkou. Náklady při výstavbě dvou reaktorů v Dukovanech při cenách z loňského roku činí 407 miliard korun. Stavba prvního bloku podle dosud zveřejněných plánů měla začít v roce 2029, hotový by měl být v roce 2036.

„Dohodnutý harmonogram, včetně plánovaného zahájení výstavby v roce 2029, zůstává beze změny. Jsme odhodláni ho plnit včetně jednotlivých odsouhlasených milníků a zajistit jeho úspěšnou realizaci. Proto nyní zpracováváme alternativní plán výběru nového stavebního dodavatele. Současně určíme klíčové projektové činnosti, které musí pokračovat během přechodného období, a zavedeme vhodná opatření k zajištění jejich nepřetržitého provádění,“ uvedla KHNP.

Korejská společnost zároveň deklarovala, že na provádění opatření nezbytných pro dodržení harmonogramu chce úzce spolupracovat s investorem projektu státní firmou Elektrárna Dukovany II (EDU II).

Pokračování příprav v minulých dnech potvrdil také ministr průmyslu a obchodu Karel Havlíček (ANO). Korejci jsou podle něj připraveni jednat s dalšími dodavateli stavebních prací, přičemž zájemců ze strany velkých firem je podle českého ministra dost. Generální ředitel společnosti ČEZ Daniel Beneš pak upozornil, že kontrakt na výstavbu bloků v Dukovanech má pevnou cenu a harmonogram a za jejich nedodržení hrozí sankce.

Jako komplikaci hodnotili zprávu o ukončení jednání o smlouvě na stavební práce analytici. Případ podle nich především ukazuje, že bude těžké dodržet původně dohodnutou cenu i harmonogram. O existenční ohrožení celého projektu ale podle nich zatím nejde.

Od podpisu smlouvy o výstavbě dukovanských bloků v minulém roce KHNP zatím uzavřela například smlouvu na projektové a inženýrské práce se společností Kepco Engineering & Construction, dále smlouvu na dodávku jaderného parního systému s Doosan Enerbility a smlouvu na dodávku turbogenerátoru se stejnou společností.

Kromě toho podle KHNP pokračují jednání o smlouvě na dodávky jaderného paliva s Kepco Nuclear Fuel a o smlouvě na uvedení elektrárny do provozu a její údržbu s Kepco KPS. Uzavření obou smluv se předpokládá v příštím roce.

Publikováno

Kolik zbyde plynu v evropských zásobních po letošní zimě? Nejsou ani ze tří čtvrtin plné

Zásobníky plynu v EU jsou naplněny méně než ze 75 % a od listopadu se už významně plnit nebudou. Historická data ukazují, že po zimě může stav naplněnosti dosahovat zhruba čtvrtiny kapacity. Letošní podmínky ale komplikují slabé zásoby po minulé zimě, výpadek dodávek LNG z Kataru a blokáda Hormuzského průlivu. Stav zásobníků na konci zimy ovlivní všechny tyto faktory i průměrné teploty v průběhu zimy.

Zásobníky plynu v Evropské unii dosáhly letošního maxima naplněnosti 27. října, kdy byly zaplněné z 74,96 %. Loni ve stejný den to bylo 82,86 %, tedy zhruba o 8 procentních bodů více. K 1. listopadu, od kterého se zásobníky obvykle začínají postupně vyprazdňovat, zbylo 74,56 %.

Graf z Energostatu: /energostat/gas/gas-storage/eu/2015-01-01/2026-12-31

Rozdíl je o to výraznější, že EU letos vstoupila do léta s naplněním zásobníků jen z 28 %, tedy výrazně pod devítiletým průměrem kolem 40 %. Plnění tak muselo začínat z mimořádně nízké úrovně zaplnění, a proto nedosáhlo ani loňské hodnoty.

V další části se dozvíte, o kolik procentních bodů se zásobníky v průměru vyprázdnily za posledních jedenáct zim a kde by tedy mohly skončit na jaře 2027. Rozebereme, jak ACER počítá s dovozem LNG a jak v tomto srovnání vychází Česko.

Historie napovídá: Ze 75 % zbyde na jaře zhruba čtvrtina

Mezi 1. listopadem a 31. březnem se zásobníky během posledních jedenácti zim vyprázdnily o 39 až zhruba 70 procentních bodů kapacity, medián činí přibližně 51 procentních bodů. Nejmírnější byla zima na přelomu let 2022 a 2023, nejtvrdší potom zima 2017/18. Loňská zima 2025/26 patřila k těm chladnějším: naplněnost klesla z 82,81 % na 27,66 %.

Mediánový úbytek by při současném stavu naplnění vedl ke konečnému naplnění zhruba ze 24 %. Průměr posledních pěti zim (úbytek asi 49,5 procentního bodu) by znamenal zhruba 25 % stav naplněnosti po zimě. Opakování loňského úbytku by zásobníky srazilo přibližně na 19 %, mírná zima jako v letech 2022/23 by zachovala kolem 35 %.

Úbytek zásob jako v zimě 2017/18 by teoreticky vedl téměř k vyprázdnění. Je ale třeba dodat, že od přelomu let 2017 a 2018 se trh s plynem výrazně změnil. Případné nízké zásoby by navíc ovlivnily ceny plynu, a tím i motivaci k jeho úsporám.

Podzemní zásobník plynu Jemgum
Podzemní zásobník plynu Jemgum. Zdroj: Gazprom

Takové srovnání má své limity. Úbytek v procentních bodech závisí na počasí, ceně zemního plynu a také na výchozí hladině naplněnosti. Z plnějších zásobníků se historicky odebíralo více plynu. Jde tedy pouze o teoretickou indikaci, jak by mohl být stav zásob na konci letošní zimy.

Proč je letošní start horší, než ukazuje číslo

Letošní pomalé plnění zásobníků podle zprávy ACER odráželo slabý zájem o vtláčení plynu do zásobníků během léta. Plnit je se nevyplatilo kvůli nízkým rozdílům mezi zimními a letními cenami a obecně vysokým cenám plynu. Evropská unie navíc zmírnila povinnost naplnění zásobníků a udělala ji flexibilnější. I to snížilo motivaci obchodníků plyn vtláčet.

Čisté letní vtláčení dosáhlo letos okolo 43 mld. m³, což je pod desetiletým průměrem 47 mld. m³. Odhadovaný účet za jejich naplnění činil kolem 27 mld. eur. To je sice výrazně méně než zhruba 108 mld. eur z roku 2022, přesto se plnilo za druhou nejvyšší průměrnou cenu plynu za deset let.

Nejvíce v plnění zásobníků zaostávají země, na něž připadá až třetina unijní skladovací kapacity. Německo a Nizozemsko zůstávají pod svými historickými hladinami naplnění a největší německý zásobník Rehden byl 21. října zaplněn jen z 18 %. Německo navíc uplatňuje národní cíl 70 % k 1. listopadu, nikoli unijní cíl 90 %.

LNG a Hormuz rozhodnou, kolik plynu zůstane

Hormuzský průliv, jímž loni v létě procházelo 20 % světových dodávek LNG, byl od 18. března 2026 většinu času zablokován. ACER odhaduje výpadek na 49 mld. m³. Dovoz LNG do EU meziročně klesl o 14 % a 64 % z něj pocházelo z USA. V červenci dosáhl odběr z LNG terminálů zhruba 7,3 mld. m³, nejméně od léta 2024.

Spotová cena TTF se přiblížila 100 EUR/MWh a podle ACER Evropská unie zaplatila letos kvůli krizi za dovoz plynu o 18 až 33 mld. eur navíc.

Graf z Energostatu: /energostat/commodity/other-gas/ttf_gas_month_1/2026-01-01/2026-11-03

Pro zimu to má praktické důsledky. Pokud by spotřeba zůstala stejná jako loni, vyžadovalo by to podle ACER asi 78 mld. m³ (900 TWh) LNG, aby konečná hladina zásobníků odpovídala loňské zimě. Dovoz LNG do EU by tedy musel být nejvyšší v historii.

Pokud by dodávky LNG klesly pod průměr posledních pěti zim a zásoby se propadly na 15 %, bylo by nutné snížit spotřebu plynu. Opětovné otevření průlivu na začátku roku 2027 by mohlo znamenat, že v druhé polovině zimy by na světový trh přibylo asi 20 mld. m³ LNG.

Česko: Nadprůměrně plné zásobníky, ale závislost na regionu

České zásobníky byly 21. října plné ze 77 %, tedy nepatrně nad unijním průměrem, zatímco k 1. dubnu byly plné jen z 30 %. Při maximálním odběru by podle ACER pokryly 89 dní spotřeby, výrazně déle než EU jako celek. V regionu jsou rozdíly v naplněnosti zásobníků velké: Polsko 99 %, Rakousko 69 % a Slovensko jen 55 %.

Cena plynu ve střední Evropě byla letos vyšší než loni, což ACER vysvětluje delšími trasami dodávek a méně diverzifikovanými zdroji. Horké léto navíc ukázalo, že spotřeba zemního plynu na výrobu elektřiny se může zvýšit i tam, kde tvoří malou část mixu. Výroba v plynových elektrárnách prudce vzrostla i v Česku.

Rusko stále dodává kolem 11 % unijního plynu a TurkStream je poslední velkou aktivní trasou ruského plynu do EU. Dodávky ruského LNG mají skončit od 1. ledna 2027, přičemž podle ACER tvořily během letošního léta stále přibližně 14 % dodávek LNG do EU.

Publikováno

Německo a Jižní Korea posilují energetickou spolupráci

wind power, větrná elektrárna

Německo a Jižní Korea chtějí prohloubit spolupráci v oblasti energetické transformace, modernizace elektrických sítí a nízkouhlíkových technologií. Rozšířené partnerství vypovídá o vzrůstajícím zájmu Asie o evropské energetické trhy, včetně České republiky.

Německo a Jižní Korea podepsaly 30. října 2026 deklaraci o záměru obnovit a posílit vzájemnou energetickou spolupráci, jak informoval server RenewablesNow. Partnerství mezi zeměmi funguje již od roku 2019 a jeho rozšíření má zahrnovat společné aktivity v několika strategických oblastech.

Mezi hlavní témata deklarace patří rozvoj obnovitelných zdrojů energie, energetická účinnost, čistý vodík, elektrické sítě a systémy ukládání energie. Nově se spolupráce zaměří také na využití umělé inteligence a digitálních technologií v energetice, inovativní nízkouhlíková řešení a energetické potřeby datových center a průmyslu.

Podle německého ministerstva hospodářství může užší spolupráce přinést podnikům obou zemí příležitosti pro společný vývoj projektů, integraci dodavatelských řetězců a nové investice. Deklaraci podepsali jihokorejský náměstek ministra pro klima, energetiku a životní prostředí Hohyeon Lee a německý parlamentní státní tajemník Stefan Rouenhoff.

Spolupráce Jižní Koreje a ČR

Jižní Korea posiluje svou energetickou roli v celém regionu a spolupráce Německa a Koreje má tak význam i v českém kontextu. Projekt výstavby jaderné elektrárny v Dukovanech jihokorejskou společností Korea Hydro & Nuclear Power (KHNP) představuje jednu z největších energetických investic v historii České republiky a patří k největším i v evropském měřítku.

Publikováno

Na jaké problémy naráží developeři větrných elektráren v ČR?

Výstavba větrného parku VIFOR

Větrná energetika v tuzemsku přešlapuje na místě. Její rozvoj brzdí zdlouhavé povolovací procesy i obavy místních. Jak s obcemi najít společnou řeč, bojovat proti dezinformacím a posunout zelenou energetiku, popisuje zástupce developerské a investiční skupiny JRD, která mimo jiné provozuje větrný park ve Václavicích.

Sousední Polsko buduje větrné elektrárny solidním tempem, ale v Česku od vzniku parku ve Václavicích na Liberecku žádný další srovnatelný zdroj nevyrostl. U Václavic jde o třináct větrných turbín o celkovém výkonu 26 megawattů, které vyrábějí energii pro zhruba 21 tisíc domácností. Marek Lang z české skupiny JRD, která se zabývá udržitelným developmentem a výstavbou obnovitelných zdrojů, v rozhovoru pro Ekonews popisuje zkušenosti z provozu parku, nové projekty i překážky, na které jeho firma naráží.

„Větrné elektrárny se v Česku nikdy nestanou dominantním zdrojem, vhodné lokality se nacházejí zhruba jen na dvou procentech území. I proto bychom k tomu měli přistupovat tak, že si budeme vážit toho, že taková místa vůbec máme. Musíme hledat společnou řeč s obcemi a snažit se projekty realizovat citlivě a v otevřené komunikaci s místními komunitami,“ dodává ředitel energetické divize JRD Group.

„S obcí musíte mluvit, naslouchat jí“

JRD provozuje větrný park ve Václavicích už devět let. Splnila se původní očekávání ohledně výroby a návratnosti?

Park jsme spouštěli v listopadu roku 2017, má instalovaný výkon 26 megawattů a ročně vyrobí 60 gigawatthodin elektřiny. V rámci české větrné energetiky jde o poměrně významný zdroj. Vyrábíme zhruba desetinu veškeré tuzemské elektřiny z větru. Zároveň je největší, který je čistě v českých rukou.

Letos v létě jsme dokončili akvizici parku. Dosud jsme tam měli padesátiprocentního společníka, ale během léta jsme se dohodli, že jeho podíl odkoupíme. To možná samo o sobě vypovídá o tom, jak jsme s jeho fungováním spokojeni. Očekávání projekt rozhodně splnil, což je dobrá zpráva pro nás i financující banku a další partnery. Stala se ale spousta věcí, které jsme na začátku vůbec nepředpokládali. Realita člověka vždycky trochu překvapí.

O která překvapení šlo?

Například výrobce turbín, které v parku máme, skončil zhruba rok a půl po jeho spuštění v insolvenci. Byla to situace, se kterou jsme se museli vypořádat, ale naštěstí všechno dobře dopadlo. Život je zkrátka pestrý.

Zajímavá je i samotná lokalita parku.

Setkávají se tam hranice tří států, takže je dobře vidět rozdíl mezi nimi. Krásně ukazuje kontrast mezi moderní a starou energetikou. Polský povrchový důl Turów připomínající měsíční krajinu tu ostře kontrastuje se zelení a větrným parkem na naší straně.

Za dobu, co park stojí, začaly větrné elektrárny vyrůstat také u nich. Na německé straně byly už od začátku. Příznačné je, že v Česku od výstavby Václavic žádný další větší park nevznikl. Za těch devět let jsme se v této oblasti neposunuli, zatímco v Polsku nabral rozvoj v posledních letech výrazné tempo.

Co jste se za dobu provozu Václavic naučili o vztahu větrné elektrárny k místním obyvatelům a obci?

Výhodou bylo, že se na začátku konala anketa, kde záměr získal nadpoloviční podporu. Na základě toho se pak celý projekt postavil. Vztah místních k parku se samozřejmě vyvíjel. Když v letech 2016 a 2017 začaly stavební práce, lidé zpozorněli a panovala určitá nervozita. Když se začala navážet technologie, byli zvědaví. Myslím si, že si na park lidé postupně zvykli. Nechci tvrdit, že máme jednomyslnou podporu, to samozřejmě ne. Řekl bych ale, že většina lidí z okolí existenci parku akceptuje. Některým vadí a s těmi je potřeba komunikovat.

Jak komunikace vypadá?

Důležitým nástrojem jsou pro nás pravidelné dny otevřených dveří. Letos jsme akci uspořádali ve větším rozsahu u příležitosti Dne větru. Měli jsme domluvenou ukázku hasičů, kteří předváděli slaňování z věží, a připravili jsme řadu dalších zajímavostí. Přišlo kolem 400 lidí, takže účast byla poměrně vysoká. Na konci léta jsme měli také stánek na slavnostech v Hrádku nad Nisou a prezentovali jsme to, co jsme do dané lokality přinesli.

Co obce za fungování elektrárny každoročně získávají?

V Hrádku od nás dostávají řádově jednotky milionů korun ročně. Celkově od začátku získali přes 20 milionů korun. Sami určují, na co peníze využijí. To už je mimo nás, pro obec je to bez starostí o provoz. Dostane od nás přehled o výrobě a příslušný finanční příspěvek.

Hned na začátku se rozhodli, že přibližně dvě třetiny prostředků půjdou do takzvaného Fondu na podporu Václavic a Uhelné, tedy přímo do lokalit v obcích, v jejichž blízkosti park stojí. Letos jsme si od pana starosty vyžádali seznam toho, co se z těchto peněz podařilo podpořit nebo vybudovat. Sám jsem byl překvapený, jak dlouhý byl. Šlo o autobusové zastávky, opravu kapličky v Uhelné, vodovod nebo obratiště autobusů. Je tam spousta věcí, které jsou pro místní velmi prospěšné a přispívají ke zlepšení kvality života.

Změnilo se za ty roky to, co obcím nabízíte?

Rozhodně se to vyvíjí. Musíme být vynalézaví a hledat nové cesty, jak s nimi najít společný průnik. Máme teď i více možností. Kromě finančních příspěvků jde třeba o komunitní energetiku a výhodnější cenu energie jak pro obecní budovy, tak pro občany.

Vždycky je to o dialogu. S obcí musíte mluvit, naslouchat jí a zjišťovat, co by pro ni mohlo být přínosné. Někde mají zájem také o konkrétní investice. Při jednání s jednou obcí jsme například dostali požadavek, abychom vybudovali cyklostezku.

Je o komunitní energetiku zájem?

V zásadě ano. Konkrétní podmínky se ale obvykle dojednávají až ve chvíli, kdy se blíží spuštění parku. Teprve tehdy se ukáže, nakolik bude možné původní záměry skutečně realizovat. Ani založení a správa energetické komunity totiž nejsou zcela jednoduché. Očekávám ale, že se to bude dál vyvíjet a že podobné nabídky budou čím dál častější. Přijde mi logické, aby komunita, která má zdroj přímo před očima, měla možnost z něj také něco získat.

„Co není neznámé, nevzbuzuje strach“

Z čeho mají lidé největší obavy v souvislosti s větrnými elektrárnami?

Kdybych měl zmínit dvě témata, která v diskusích zaznívají nejčastěji, je to krajinný ráz a hluk. V poslední době se také přidává téma infrazvuku. Nebudeme si nic zastírat, větrná elektrárna je zásahem do krajiny a stává se její dominantou. Někdy se podaří umístit ji tak, že je schovaná za kopcem, často je ale viditelná. Při přípravě projektů umíme vytvořit velmi kvalitní vizualizace. Dokážeme například ukázat pohled z náměstí nebo návsi v konkrétní obci a do něj zasadit plánovaný větrný park.

Vložit větrníky do fotografie je dnes díky AI relativně jednoduché, ale vytvořit vizualizaci tak, aby odpovídala skutečnosti, už tak snadné není. My to umíme. U hluku je zase nejdůležitější osobní zkušenost. Když lidé vidí větrné elektrárny na vlastní oči, přesvědčí se, že je téměř neslyší.

Zaznamenáváte také více dezinformací?

Rozhodně se situace vyostřila. K eskalaci došlo ve chvíli, kdy se začaly řešit akcelerační oblasti. Najednou se objevila představa, že se rozhodne a na daném místě hned vznikne větrný park. Problém byl v tom, že stát v komunikaci zaspal. Neprobíhala žádná informační kampaň a podle mě se ani s dotčenými obcemi dostatečně nekomunikovalo. Důsledkem byla trochu panika, a právě na strachu a nejistotě pak vyrostla řada dezinformací.

Podobná situace nastala souběžně na Slovensku, kde vznikla poměrně radikální dezinformační scéna. Její vliv a materiály se potom začaly přelévat i do Česka. Místní komunity přebíraly její obsah a postupně se vytvořila propojená sociální bublina, v níž se tyto dezinformace vzájemně posilovaly. Celé to narostlo.

Co se vám osvědčuje při jejich vyvracení?

Nechci to zlehčovat, protože každý člověk má právo hlídat si svůj osobní prostor a vyjadřovat se k tomu, co by v něm mělo vznikat. To je naprosto v pořádku a legitimní. Právě proto by měly probíhat otevřené diskuse a transparentní komunikace. Problém nastává, když se toho chopí dezinformační scéna a začne cíleně vyvolávat strach, používat nepravdivá tvrzení nebo překrucovat skutečnost. To je špatně. Jediným řešením je podle mě informovanost. Snažíme se vše vysvětlovat a uvádět na pravou míru. Co není neznámé, nevzbuzuje strach. Chceme zkrátka debatu přivést k racionálnímu základu.

Větrné elektrárny se v Česku nikdy nestanou dominantním zdrojem, který by tvořil sto procent energetického mixu. Vždycky budou představovat jen určitou část. Navíc se podle mě vhodné lokality pro jejich výstavbu nacházejí zhruba na dvou procentech území. Není to tedy tak, že by mohly stát všude po republice. I podle toho bychom k tomu měli přistupovat. Vážit si toho, že taková místa máme, hledat společnou řeč s obcemi a místními komunitami a snažit se projekty citlivě a v otevřené komunikaci s nimi realizovat.

Zmiňoval jste, že dnešní větrné elektrárny jsou větší a výkonnější. Je to citelný posun?

Technologie se výrazně posunula. Když jsme stavěli Václavice a instalovali tam dvoumegawattové stroje, už tehdy šlo v podstatě o spodní hranici běžně instalovaného výkonu. Měli jsme ale povolení na konkrétní typ elektráren, takže jsme neměli moc možností vybírat. Dnes už by bylo poměrně složité takové stroje vůbec někde koupit. U pozemních větrných elektráren se běžně pohybujeme ve výkonovém rozmezí od čtyř do sedmi megawattů.

Dá se tedy očekávat, že nové elektrárny budou mít vyšší stožáry a větší rotory. Jejich rozměry ale neporostou neomezeně. Výkon elektrárny totiž závisí na ploše, kterou rotor opisuje.Ve Václavicích máme rotory o průměru 100 metrů, zatímco u dnešních běžných elektráren je to přibližně 150 až 170 metrů. Výška našich stožárů je 80 metrů, dnes se typicky pohybuje mezi 120 a 150 metry.

Jak se to promítá do ekonomiky nových projektů a do jejich návratnosti?

Výhodou je, že z jedné věže získáte větší výkon, takže jich nemusíte stavět tolik. Na druhou stranu se technologie v přepočtu na jednotku výkonu nezlevnila. V některých obdobích naopak zdražila, mimo jiné kvůli nedostatku materiálů a dalším krizím.

Dalším faktorem je cena peněz. Když jsme stavěli Václavice v roce 2017, úrokové podmínky byly úplně jiné. Například desetileté úrokové swapy se dnes pohybují zhruba na trojnásobku úrovně, na které jsme si je zafixovali v roce 2017. Z hlediska finančních nákladů je tedy výstavba dnes dražší.

V jakých fázích přípravy máte aktuálně další projekty?

Zaměřujeme se především na Česko a Slovensko. V obou zemích máme v přípravě dohromady několik set megawattů projektovaného výkonu. Otázkou samozřejmě je, kolik z nich se skutečně podaří povolit. U většiny jsme zatím v poměrně rané fázi. Teprve po dokončení biologických průzkumů a měření větru přijde na řadu posuzování vlivů na životní prostředí (EIA) a rozběhne se samotný povolovací proces. Odhaduji, že bychom mohli první spouštět v horizontu tří až pěti let. Pokud by všechno probíhalo mimořádně optimisticky, máme v Česku i projekty, u nichž by se teoreticky mohlo začít stavět už zhruba za dva roky.

Zrychluje se dnes povolování?

Když to zjednoduším, povolovací proces ve Václavicích od začátku přípravy projektu až po zahájení stavby trval deset let. V některých ohledech se situace určitě zrychluje. Nechci tvrdit, že se nic neděje, legislativa se postupně mění. Myslím si proto, že existuje šance, že příprava bude kratší, a doufáme v to. Na druhou stranu se příliš neposunula jednání s obcemi, hledání konsenzu a komunikace s místními. To je stále dlouhodobá práce. Předpokládáme, že příprava jednoho větrného projektu by dnes měla trvat zhruba do pěti let.

O rozvoji větrné energetiky se mluví dlouho, přesto nové zdroje přibývají pomalu. Co by mu mohlo pomoct?

Dnes máme instalovaný výkon zhruba 400 megawattů, přičemž státní koncepce počítají se 1,5 gigawatty. Ambice k rozvoji tu tedy je. Co by pro to mohl udělat stát? Základem je podle mě komunikace. Měla by být konzistentní, vytrvalá a neustále vysvětlovat, že jde o stanovený cíl. V Česku to bohužel často nefunguje. Když potom posloucháte politiky, zjistíte, že ho někdy zamlčují, nebo ho naopak využívají jako politické téma.

A z hlediska pravidel?

Klíčové je dál pracovat na povolovacím procesu. Není dostatečně předvídatelné, kdo všechno do něj může zasahovat, jaké platí lhůty a nakolik jsou vymahatelné. Jako developer proto dopředu nevíte, jak dlouho bude řízení trvat a kdy se skutečně dostanete k realizaci. Akcelerační oblasti představují jeden z pokusů o změnu.

Druhým zásadním tématem je připojení k síti. Nejde přitom jen o větrné elektrárny, ale také o další zdroje a bateriová úložiště. Narážíme na nedostatečné připojovací kapacity. Pokud by stát dokázal jasněji komunikovat, kde počítá s rozvojem, distributoři by mohli cíleněji budovat potřebnou infrastrukturu v těchto místech.

„Na jádru nemůžete postavit celou energetiku.“

Zmiňoval jste, že se soustředíte na Česko a Slovensko. Jaké jsou rozdíly mezi zeměmi v rozvoji obnovitelných zdrojů?

Z hlediska legislativy jsou si obě země historicky poměrně podobné. Podstatný rozdíl ale je, že na Slovensku větrné elektrárny prakticky nejsou, celý rozvoj je teprve na začátku. Zároveň tam existuje poměrně velká poptávka po elektřině. Některé naše projekty se nacházejí v okolí Nitry, kde jsou průmyslové zóny s automobilkami. A tyto firmy mají velký zájem o zelenou elektřinu. Mohla by tam být zajímavá příležitost pro uzavírání smluv PPA (Power Purchase Agreement je dlouhodobá obchodní smlouva, ve které odběratel nakupuje elektrickou energii přímo od výrobce za předem dohodnutou cenu, pozn. aut.). V Česku to zatím příliš nefunguje.

V jaké jste tam fázi?

Zatím jde o velký potenciál, jehož reálné rozměry se teprve ukážou. Momentálně tam provádíme biologické průzkumy a měření větru. Výsledky bychom měli mít pravděpodobně za tři měsíce. Pak uvidíme, jaký potenciál lokalita skutečně má.

Zaujaly mě také smlouvy PPA, v Česku tedy zatím nevnímáte zájem?

Určitě tomu stojí za to věnovat pozornost. Zatím se ale při jednáních s potenciálními odběrateli značně rozcházejí očekávání s tím, co jim jako výrobce elektřiny můžeme reálně nabídnout. Když financujete projekt, jako je větrná elektrárna, uvažujete typicky v horizontu až dvaceti let. Potřebujete mít na podobně dlouhou dobu zajištěný odkup vyrobené elektřiny, podle toho také banka nastavuje podmínky úvěru. Pomohlo by proto, kdyby stát dokázal za PPA smlouvy poskytovat určité záruky. Pro nás jako investory do větrné energetiky je dnes schůdnější cestou účast v aukci, ve které soutěžíme o cenu a získáme její garanci od státu.

Vedle větrné energetiky se JRD věnuje také stavbám fotovoltaických elektráren. Jaká je současná role fotovoltaiky v energetice?

Letos jsme dokončili projekt v Českém Těšíně, technicky jde o jeden z prvních svého druhu v republice. Jde o kombinaci fotovoltaické elektrárny s bateriovým úložištěm. Fotovoltaika má výkon 1,5 megawattu a baterie kapacitu 4,5 megawatthodiny. Zdroj nemá žádnou podporu a funguje čistě na tržním principu. Elektřinu obchodujeme volně na trhu a baterie nám umožňuje posouvat dodávky elektřiny z fotovoltaiky v čase. To je dnes důležité, protože v některých hodinách je cena na trhu velmi nízká. Fotovoltaické elektrárny v podstatě kanibalizují vlastní výnosy a v létě se kolem poledne v některých hodinách dostávají s cenou elektřiny až k nule. Proto je ta baterie důležitá. Aktuálně se také připravujeme na poskytování služeb výkonové rovnováhy.

Kde vidíte další možnosti rozvoje v této oblasti?

Z pohledu energetiky si myslím, že tu prostor pro další rozvoj stále je. Státní koncepce počítají s tím, že by v Česku mělo být instalováno zhruba 10 gigawattů fotovoltaiky a kolem 1,5 gigawattu větrných elektráren do roku 2030. V obou těchto kategoriích jsme výrazně pozadu. Optimální energetický mix Česka by měl podle odborníků stát přibližně z poloviny na obnovitelných zdrojích a z poloviny na jádru. To je podle mě směr, kterým bychom se měli ubírat.

Někdo namítá, že obnovitelné zdroje jsou nestabilní a příliš zatěžují elektrizační soustavu. Je ale potřeba si uvědomit, že procházíme proměnou celé energetiky. Podobnou námitku by ostatně bylo možné vznést i vůči jádru. Ani na něm totiž nemůžete postavit celou energetiku, protože na druhé straně máte spotřebu, která není konstantní. Kolísá během dne, mezi pracovními dny a víkendy i v průběhu roku. Proto potřebujeme určitou míru flexibility.

Fotovoltaika a vítr se přitom během roku dobře doplňují. Když se dobře nadimenzují, mohou společně vytvořit dobře vyváženou zdrojovou základnu.Tu je samozřejmě potřeba doplnit dostatečnou akumulací a zároveň se musí rozvíjet flexibilita na straně spotřeby.


Převzato z internetového portálu EkoNews.cz, webu o byznyse a udržitelnosti.

Publikováno

USA navrhly obnovu prodeje ruského plynu do EU, podle Moskvy to zatím není možné

Plynové pole Kharasaveyskoye

Spojené státy navrhly při zářijových jednáních v Moskvě a Kyjevě obnovu dodávek ruského plynu do Evropy prostřednictvím plynovodu na území Ukrajiny. Napsal to dnes The Wall Street Journal s odkazem na několik nejmenovaných zdrojů ze Spojených států, Ukrajiny a dalších evropských zemí. Prodeje by se podle návrhu uskutečňovaly přes americké zprostředkovatele. Podle Moskvy je plán na obnovu prodeje plynu do EU v současnosti nerealizovatelný.

Ukrajina od loňského roku neumožňuje dodávky ruského plynu do zemí EU přes své území. Maďarsko a Slovensko ale stále dostávají ruský plyn přes plynovod TurkStream. Současná unijní legislativa schválená po začátku války na Ukrajině počítá s tím, že dodávky ruského plynu prostřednictvím plynovodů by měly skončit v druhé polovině příštího roku.

Podle deníku The Wall Street Journal američtí vyjednavači Jared Kushner a Steve Witkoff navrhli při jednáních v září v Moskvě a Kyjevě obnovu dodávek ruského plynu přes ukrajinské území v rámci celkové dohody o energetickém příměří. Návrat na evropský trh se zemním plynem by podle amerických vyjednavačů mohl být velkou pobídkou pro ruského prezidenta Vladimira Putina, aby na dohodu přistoupil.

Výnosy z obnovených prodejů plynu do Evropy by plynuly na speciální účet v třetí zemi, aby Rusko nemohlo používat tyto peníze pro financování své agrese proti Ukrajině, uvedl deník. Obnova přepravy plynu přes Ukrajinu na Slovensko by mohla podle amerických představitelů pokrýt i část spotřeby Rakouska či Německa a mohla by vést k snížení cen energií. Součástí širší dohody o ukončení války na Ukrajině a o vztazích s Ruskem by pak mohla být i obnova provozu plynovodů Nord Stream, které poničily výbuchy v roce 2022.

Zpracovatelský závod Amur, Gazprom

„Vše bude záležet na přáních kupujících a přáních a možnostech prodejců,“ řekl dnes podle agentury TASS k možnosti obnovy prodeje ruského plynu do EU přes ukrajinské území mluvčí Kremlu Dmitrij Peskov.

„Trh s plynem je mnohem větší, než Evropa. I když evropský trh je prémiový,“ dodal. Podle Peskova je ale realizace podobných plánů vzhledem k současné situaci nemožná. Obnovu prodeje plynu do EU přes Ukrajinu v budoucnosti však nevyloučil.

Evropská unie výrazně snížila nákupy z Ruska po začátku války na Ukrajině a nechystá se je výrazně zvýšit ani po konci války. „Zajisté bych nevěřil Rusku,“ uvedl v říjnu evropský komisař pro energetiku Dan Jörgensen. Američtí představitelé se však podle deníku The Wall Street Journal domnívají, že unijní státy nebudou nakonec tak neústupné ve svých postojích, jak vyplývá ze současných oficiálních prohlášení.

Publikováno

Dva gigawatty pod mořem: Británie chystá zásadní posílení přenosové sítě

Spojené království schválilo výstavbu podmořského elektrického vedení o přenosové kapacitě 2 gigawatty, které propojí Suffolk na východě Anglie s Kentem na jihovýchodě země, oznámila v pátek britská vláda. Propojení s názvem Sea Link o délce 138 kilometrů by mělo výstavbu zahájit již na začátku příštího roku.

Podle britského ministerstva energetické bezpečnosti a nulových emisí projekt posílí energetickou bezpečnost země, zvýší odolnost elektrické sítě a omezí ztráty při přenosu elektřiny, což by mělo přispět ke snížení nákladů. Projekt připravuje společnost National Grid. Podmořský kabel vyrobí japonská společnost Sumitomo Electric ve své továrně v přístavu Nigg ve Skotsku, jejíž výstavba si vyžádala investici 350 milionů liber.

Zahájení výstavby se očekává na začátku roku 2027. Dokončení projektu je plánováno na třicátá léta, přičemž termín závisí na podrobnějším plánování a uzavření stavebních smluv. Podle provozovatele britské přenosové soustavy National Energy System Operator bude země muset do třicátých let investovat přibližně 89 miliard liber do modernizace elektrické sítě. Investice mají pomoci obnovit stárnoucí infrastrukturu, pokrýt očekávaný růst spotřeby a připojit další obnovitelné zdroje energie.

Oznámení na vládních stránkách projekt spojuje s nedávným povolením dvou velkých solárních farem. Británie má jako ostrovní země s podmořskými kabely rozsáhlé zkušenosti, kromě mezinárodních interkonektorů a připojení offshore větrných elektráren k síti je využívá také k propojení s některými ostrovy.

Interkonektory

Nové vedení mezi Suffolkem a Kentem je třeba odlišit od mezinárodních podmořských propojení, takzvaných interkonektorů. Ty umožňují Spojenému království obchodovat s elektřinou se sousedními zeměmi. Britská přenosová soustava má v současnosti deset provozovaných interkonektorů s celkovou kapacitou 10,3 GW, které spojují zemi s Francií, Belgií, Nizozemskem, Norskem, Dánskem, Irskem a Severním Irskem. Další propojení s Německem o přenosové kapacitě 1,4 GW je ve výstavbě.

Elektřina může těmito kabely proudit oběma směry podle aktuální nabídky, poptávky a cen na jednotlivých trzích. Británie tak může dovážet elektřinu v době, kdy je domácí výroba nedostatečná nebo dražší, a naopak vyvážet přebytky, například při vysoké výrobě z větrných elektráren.

Za dvanáct měsíců do září 2025 dovezlo Spojené království 43 TWh elektřiny, což odpovídalo přibližně 13 % její hrubé spotřeby, zároveň však vyvezla 12 TWh. Britská vláda chce do roku 2030 zvýšit kapacitu přeshraničních propojení na 12 až 14 GW.

Publikováno

Nejen prodej elektřiny: Jak agregace mění ekonomiku malých zdrojů

Ceny elektřiny na evropských trzích rostou a rozdíly mezi levnými a drahými hodinami zůstávají velké. Energetický zdroj proto nevydělává jen tím, kolik vyrobí, ale stále víc i tím, kdy a jak pružně dokáže měnit svůj výkon. Pro kogenerační jednotky, baterie nebo bioplynové stanice se flexibilita stává samostatným zdrojem příjmů. Výpočet společnosti aggregaat ukazuje, že u teplárenského provozu může agregace zvýšit tržby o více než 5 milionů korun, tedy o 38 %.

Trh, který odměňuje načasování

Jak výrazné cenové výkyvy během dne bývají, ukazují data z denního trhu: jen za prvních osm měsíců roku 2025 zaznamenal operátor trhu OTE na denním trhu 207 hodin se zápornými cenami. Schopnost reagovat na aktuální situaci na trhu tak získává na hodnotě: nerozhoduje jen to, kolik zdroj vyrobí, ale hlavně kdy.

Obchodování s elektřinou se zároveň posouvá do stále kratších časových intervalů. Na vnitrodenním trhu lze s 15minutovými produkty obchodovat od července 2024 a od října loňského roku funguje čtvrthodinový interval také na propojeném denním trhu. Aktivita na krátkodobých trzích přitom roste – podle OTE objemy obchodů v posledních letech opakovaně dosahují rekordních hodnot.

Za co může majitel zdroje dostat zaplaceno

Flexibilita je schopnost zdroje upravovat výkon podle cen a potřeb elektrizační soustavy. Obchodní flexibilita znamená prodávat elektřinu na denním trhu v nejdražších hodinách, reagovat na vývoj vnitrodenního trhu a pomáhat s řízením odchylky. Technickou flexibilitou jsou služby výkonové rovnováhy (SVR) pro provozovatele přenosové soustavy ČEPS, u nichž majitel dostává zaplaceno za rezervaci výkonu i za jeho skutečnou aktivaci.

Zdroj: aggregaat

Takto lze využít kogenerační jednotky s akumulací tepla, bateriová úložiště, bioplynové stanice i řízenou spotřebu v průmyslu.

Kolik může agregace přinést

Co to znamená v praxi, ukazuje výpočet společnosti aggregaat pro teplárenský provoz s kogenerační jednotkou o instalovaném výkonu 1 MW za jeden rok provozu. Při běžném provozu, kdy zdroj prodává elektřinu bez ohledu na aktuální cenu, utrží za elektřinu a teplo zhruba 13,5 milionu korun. Pokud stejný zdroj řídí agregátor a jeho výkon uplatňuje ve chvílích, kdy je nejlépe zaplacen, tržby vzrostou na 18,6 milionu korun, tedy o 5 milionů korun a zhruba o 38 %. 

Proč malý zdroj potřebuje agregátora

Pro menší zdroje je samostatné aktivní obchodování v 15minutovém tempu technicky i obchodně náročné. Aggregaat proto jednotlivé zdroje sdružuje do většího portfolia a jejich flexibilitu uplatňuje na denním a vnitrodenním trhu, při řízení odchylky i ve službách výkonové rovnováhy. Dnes takto řídí přes 65 zdrojů.

Zdroj: aggregaat

Rozhodování řídí vlastní platforma Virtuel s prvky umělé inteligence, která kombinuje stav zdrojů s tržními cenami, daty ČEPS a předpovědí počasí.

Nové flexibilní zdroje nevzniknou ze dne na den

Nové flexibilní kapacity přitom nelze vybudovat rychle. Poptávka po plynových turbínách výrazně roste, mimo jiné kvůli datovým centrům a AI, a výrobci mají objednávky na několik let dopředu.

„Poptávku po nových zdrojích v USA dnes táhnou datacentra pro umělou inteligenci. Na připojení k síti ale čekají čtyři až sedm let, takže zhruba třetina z nich si bude muset postavit vlastní plynový zdroj a rozhoduje přitom rychlost, ne účinnost ani cena. O stejné výrobní kapacity ale soupeří i Evropa, a kdo si motory nezajistí včas, nemusí nový zdroj dostat dřív než na konci dekády,“ říká Jiří Novák, CEO společnosti aggregaat.

Pro evropský trh to znamená, že nové zdroje budou přibývat pomaleji, než by bylo potřeba.

Zdroj: aggregaat

„Odchod od uhlí, modernizace tepláren i kapacitní mechanismy v Česku, Polsku nebo Německu přicházejí ve stejnou dobu. O to cennější je výkon, který už v síti je, pokud s ním někdo umí dobře obchodovat,“ dodává Novák.

Baterie jako nejpružnější hráč

Vedle kogenerací teď aggregaat zapojuje i bateriová úložiště, nejpružnější zdroje v soustavě. Elektřinu umí uložit v levných hodinách a prodat ve chvíli, kdy je nejdražší, takže i u nich nejvíc vydělává kombinace více trhů. Zájemcům bez vlastní baterie umí aggregaat úložiště také dodat a rovnou zapojit do řízení.

„Baterie jsou vhodné zařízení pro obchodování s flexibilitou. Reagují během okamžiku a využívají rozdílu cen mezi levnými a drahými hodinami, případně poskytují služby výkonové rovnováhy. Majitelům baterií nabízíme totéž, co provozovatelům kogenerací: postaráme se o správné využití baterie v rámci obchodní i technické flexibility, a tím dosáhneme maximálního možného výnosu pro majitele,“ doplňuje Novák.

Stejný trend i v zahraničí

„V zahraničí se často setkáváme se zákazníky, kteří mají menší flexibilní zdroje nebo baterie, ale zatím je nedokážou efektivně využít. Mnohdy si neuvědomují, že s odchodem uhelných elektráren roste poptávka po flexibilitě a jejich zdroje mají na trhu hodnotu už dnes,“ říká Nikola Štěpánková, která v aggregaatu řídí mezinárodní obchod.

O společnosti aggregaat

aggregaat je česká energetická společnost, která se zaměřuje na agregaci a obchodování s flexibilitou energetických zdrojů a provoz virtuálních elektráren. Do svých agregačních bloků zapojuje vlastní i partnerské zdroje, především kogenerační jednotky a bateriová úložiště, a řídí je pomocí vlastního systému Virtuel. Aktuálně provozuje více než 65 zdrojů. Společnost je součástí skupiny AKURAT GROUP.

Publikováno

Baterie na vzestupu: Velká úložiště táhnou růst v Německu i Česku

Obrázek jeřábu zvedajícího bateriový kontejner při instalaci bateriového úložiště v belgickém Peltu

Připojovaná kapacita bateriových úložišť v Německu i Česku prudce roste. V Německu vzrostl přírůstek za devět měsíců meziročně o 91 %, v Česku za pololetí o 83 %. Polovinu přírůstku tvoří v obou zemích velkokapacitní systémy. Německá solární asociace však varuje, že beze změn v povolování a připojování k síti růst zpomalí. Analytici navíc upozorňují, že s přibývajícími bateriemi na trhu mohou investorům klesat výnosy.

Německá solární asociace BSW-Solar hlásí, že rozšiřování bateriových úložišť nabralo na obrátkách. Již v prvním letošním čtvrtletí přibyly více než 2 gigawatthodiny (GWh) nové kapacity, což představuje meziroční nárůst o zhruba 67 %. Během prvních devíti měsíců roku bylo uvedeno do provozu více než půl milionu nových bateriových úložišť. Přibližným přepočtem se dostaneme k číslu 1 800 nově připojených zařízení denně.

Nově instalovaná kapacita za období ledna až září odpovídá přibližně 8,2 gigawatthodinám (GWh) a meziročně vzrostla o 91 %. Na velkokapacitní úložné systémy připadá 3,8 GWh, tedy přibližně polovina instalované kapacity, a asociace je označila za hlavní hybatele současného růstu trhu. Tento segment tak meziročně vzrostl více než čtyřnásobně. Baterie využívané domácnostmi posílily o 20 % na 3,2 GWh.

Téměř šestinásobek instalované kapacity do roku 2030

Byť asociace za celý rok očekává zvýšení kapacity o více než 10 GWh, zároveň varuje, že toto tempo nemusí být udržitelné. Zájmová skupina zahrnující více než 1 000 společností zabývajících se solárními a úložnými systémy proto volá po urychlení výstavby bateriových úložišť. Základem je závazek instalovat do roku 2030 alespoň 50 gigawattů (GW) výkonu a 200 GWh kapacity úložišť.

Podle dat platformy Energy-Charts, kterou provozuje Fraunhoferův institut pro solární energetické systémy ISE, činí celková instalovaná kapacita bateriových úložišť 34,4 GWh a jejich výkon 22 GW. Během následujících tří až čtyř let by tak chtěla asociace zvýšit kapacitu na minimálně šestinásobek.

Pokračovat ve čtení „Baterie na vzestupu: Velká úložiště táhnou růst v Německu i Česku“

Publikováno

Top 10 událostí z energetiky za poslední týden

Tento týden vám opět přinášíme pečlivě vybraný seznam deseti nejvýznamnějších článků, které jsme publikovali na webu oEnergetice.cz. Pokud jste kterýkoliv článek nestihli, zde je výběr článků, které zaujaly naše čtenáře nejvíc. Hodně štěstí do nového týdne!

1. Více než polovina domácností plánuje omezit topení, ukázal průzkum

Více než polovina českých domácnosti letos plánuje šetřit na topení více než loni. Už nyní přitom nepociťuje tepelný komfort téměř každý čtvrtý Čech, což je skoro dvakrát více než loni. Přispívají k tomu především obavy z dalšího zdražování energií, kvůli napjaté geopolitické situaci ho očekává 77 procent lidí. Vyplývá to z průzkumu agentury Ipsos pro energetickou společnost epet.

Podle průzkumu, který se uskutečnil v první polovině října mezi 1044 respondenty, letos plánuje kvůli geopolitické situaci více šetřit energiemi 54 procent domácností, z toho přibližně každý osmý výrazně.

Celý článek najdete ZDE.

2. Baterie v Austrálii již vytlačují ve večerní špičce zemní plyn

Velká bateriová úložiště na australském trhu NEM ve třetím čtvrtletí poprvé dodala během večerní špičky více elektřiny než plynové elektrárny. Jde o další důsledek australského „bateriového boomu“. Průměrná velkoobchodní cena elektřiny klesla meziročně o 27 % na 63 AUD/MWh, což je nejnižší hodnota pro třetí čtvrtletí od roku 2021. Pro provozovatele úložišť bylo uplynulé čtvrtletí pozitivní alespoň z jednoho pohledu: cenový rozdíl (spread), na němž jsou závislé jejich výnosy, se po prudkém propadu zastavil.

Trh NEM pokrývá východ a jihovýchod Austrálie. Celkový výkon velkých baterií na něm přesáhl na konci září 10 GW při kapacitě 23 GWh. Jen za poslední rok zahájila zkušební provoz úložiště o výkonu 4 375 MW a kapacitě 12 628 MWh. Jen během třetího čtvrtletí z toho přibylo 860 MW a 2 970 MWh. Celkové zatížení soustavy se ve třetím čtvrtletí pohybovalo kolem 25,4 GW.

Celý článek najdete ZDE.

3. Náklady australského megaprojektu se zvedly na dvanáctinásobek: Snowy Hydro 2.0 míří k 25 miliardám dolarů

Australský projekt přečerpávací vodní elektrárny Snowy Hydro 2.0, o kterém jsme na našem webu informovali v roce 2017 a o dva roky později, při jeho vládním schválení, se stal ukázkovým příkladem toho, jak se mohou u velkých infrastrukturních projektů náklady a termíny výrazně lišit od původních odhadů.

Když tehdejší australský premiér Malcolm Turnbull projekt v roce 2017 podpořil, počítalo se s investicí ve výši 2 miliard dolarů. Studie proveditelnosti, kterou jsme tehdy citovali, však už tehdy odhadovala náklady na 3,8 až 4,5 miliardy dolarů. Důvodem byly náročné geologické podmínky odhalené při průzkumných vrtech.

Celý článek najdete ZDE.

4. Trumpova vláda chce vzít povolení větrné elektrárně, která už dodává elektřinu do sítě

Americké ministerstvo spravedlnosti v říjnu požádalo federální soudy o zrušení klíčových povolení tří větrných projektů na moři o celkovém výkonu zhruba 5,5 GW. Mezi nimi je i Revolution Wind, který už od března dodává elektřinu do sítě Nové Anglie. Regulatorní nejistota v USA se tak netýká jen rozestavěných projektů, ale i fungující elektrárny. Zároveň ohrožuje křehkou dohodu o reformě povolování v Senátu.

Ministerstvo spravedlnosti USA podalo návrhy v řízeních, která proti projektům zahájili jejich odpůrci. U Maryland Offshore Wind jde o žalobu starosty a městské rady letoviska Ocean City. U New England Wind a Revolution Wind se vláda připojila k žalobám novoanglických skupin ACK For Whales a Green Oceans, které vystupují proti větrným farmám s odkazem na ochranu mořského života.

Celý článek najdete ZDE.

5. Itálie vyčítá Německu vysoké ceny plynu, to kritiku odmítá

Vlády napříč Evropou řeší, jak ochránit spotřebitele před rostoucími náklady na energie a vyšší inflací v době, kdy války v Íránu, na Ukrajině a v Jemenu ženou ceny ropy a zemního plynu prudce vzhůru. Ceny jsou nyní přibližně trojnásobné oproti úrovni před začátkem války v Íránu na konci února a referenční cena evropského plynu s dodáním v následujícím měsíci ve středu poprvé od prosince 2022 přesáhla 100 eur za MWh.

Rostoucí ceny energetických komodit vystavují vlády tlaku ze strany spotřebitelů a otevírají debatu o tom, jaká opatření lze přijmout, aniž by došlo k narušení evropského trhu. Italská vláda například již několik měsíců lobbuje u Evropské komise za povolení využít veřejné prostředky ke snížení nákladů na plyn a elektřinu pro domácnosti a firmy.

Celý článek najdete ZDE.

6. Finsko jako první na světě povolilo provoz hlubinného úložiště

Finsko se stalo první zemí na světě, která udělila provozní licenci hlubinnému úložišti použitého jaderného paliva. Projekt Onkalo se tak přiblížil zahájení provozu. Samotné ukládání paliva však ještě podléhá dokončení závěrečných zkoušek a kontrolám jaderného dozoru.

Rozhodnutí finské vlády z 22. října o udělení licence zařízení společnosti Posiva v lokalitě Olkiluoto na západě země navazuje na více než čtyři desetiletí výzkumu, technických příprav a výstavby projektu, který má sloužit finské jaderné energetice déle než sto let. Komplex zahrnuje nadzemní zařízení, kde se použité palivo uzavírá do ukládacích kontejnerů, a vlastní hlubinné úložiště.

Celý článek najdete ZDE.

7. KHNP vyhlásila tendr na hybridní chladicí věže pro nové bloky v Dukovanech

Korejská společnost KHNP vyhlásila tendr na hybridní chladicí věže pro nové jaderné bloky v Dukovanech. Zakázka zahrnuje projektování, dodávky technologií i samotnou výstavbu věží. ČTK o tom dnes informovala společnost KHNP. Tendr se uskuteční formou omezené soutěže, zapojit se budou moci dvě konsorcia, v nichž jsou zastoupeny i české firmy. Korejská firma v minulosti přislíbila, že české firmy se budou podílet přibližně na 60 procentech projektu.

Stavba nových jaderných bloků v Česku by měla být největší tuzemskou zakázkou vůbec. Náklady při výstavbě dvou reaktorů v Dukovanech při cenách z loňského roku činí 407 miliard korun. Příprava výstavby zatím podle korejské firmy pokračuje podle plánu.

Celý článek najdete ZDE.

8. Polsko připravuje šest SMR, Indonésie chystá plovoucí jaderné elektrárny

Příprava nových jaderných zdrojů v Evropě a Asii pokračuje dalšími investičními dohodami a technickými milníky. Polsko rozvíjí projekty velkých i malých reaktorů, Indonésie se dohodla s Rosatomem na dodávkách elektřiny z plovoucích jaderných elektráren a čínský demonstrační SMR vstoupil do další fáze předprovozních zkoušek.

Polské společnosti SGE a ZE PAK podepsaly 13. října dohodu o vytvoření společného podniku PAK BWRX, který se má zaměřit na výstavbu malých modulárních reaktorů (SMR) v lokalitě Pątnów poblíž města Konin. Na místě postupně utlumované uhelné elektrárny by mohlo vzniknout až šest varných reaktorů BWRX-300 společnosti GE Vernova Hitachi Nuclear Energy o celkovém elektrickém výkonu přibližně 1 800 MW.

Celý článek najdete ZDE.

9. Evropa se přetahuje s Asií o lodě na moři. Každý kubík doma vyrobeného plynu se počítá, uvádí energetický expert

Na cestě za zelenějšími zítřky se Evropa spoléhá na přechodové palivo – zemní plyn. Jenže jeho cena roste a nejspíš se to bude opakovat při každém větším výpadku na globálním trhu. Doma vyrobený bioplyn má omezený potenciál a na vodík si ještě minimálně 25 let počkáme, říká předseda sdružení Cogen Czech Lukáš Dobeš.

Cogen Czech propojuje firmy a odborníky z oboru kogeneračních jednotek. Jde o kombinovanou výrobu elektřiny a tepla, při níž se odpadní teplo zachytává a využívá k vytápění nebo ohřevu vody.

Celý článek najdete ZDE.

10. Zkapalněný plyn jako zdroj chladu: V Koreji spouští první projekt

Jihokorejská plynárenská společnost KOGAS získala státní schválení prvního projektu využití chladu z LNG pro vykazování emisních úspor. Dodávkami chladu do logistického skladu chce za 15 let snížit emise skleníkových plynů přibližně o 28 tisíc tun. Potenciál vidí také v chlazení datových center a dalších průmyslových provozů.

Zkapalněný zemní plyn (LNG) se přepravuje a skladuje při teplotě kolem −162 °C. Před dodávkou do plynárenské sítě se musí ohřát a převést zpět do plynného skupenství. Při tomto procesu lze využít jeho nízkoteplotní potenciál k průmyslovému chlazení. V minulosti se chlad z řady terminálů převážně odváděl do moře, aniž by se jeho energetický potenciál využil.

Celý článek najdete ZDE.

11. Česko chce zdvojnásobit dovoz plynu z Alžírska, získalo příslib od prezidenta

Alžír 26. října (zvláštní zpravodaj ČTK) – Česko zřejmě zdvojnásobí dovoz zemního plynu z Alžírska z nynějších 200 milionů metrů krychlových. Získalo předběžný příslib od alžírského prezidenta Abdala Madžída Tabbúniho, řekl dnes novinářům v Alžíru vicepremiér Karel Havlíček. Podle něj je to krok k větší diverzifikaci dodávek plynu do Česka, což dá zemi lepší pozici při jednání o ceně.

 

„Pro české domácnosti to znamená další pojistku toho, že budeme mít dostatek plynu,“ řekl Havlíček.

 

Celý článek najdete ZDE.

12. Společná obchodní zóna Německa a Dánska na trhu s elektřinou by mohla zlevnit zelený vodík

Severní německé spolkové země usilují o rozdělení jednotné německé obchodní zóny, které by vedlo ke snížení cen elektřiny na severu Německa. Studie zadaná vládou spolkové země Šlesvicko-Holštýnsko uvádí, že společná zóna této spolkové země s Dánskem by snížila omezování výroby z obnovitelných zdrojů a zlepšila podmínky pro výrobu zeleného vodíku. Rozdělení německé obchodní zóny navrhovali také evropští provozovatelé přenosových soustav, německá vláda se však změně dlouhodobě brání.

Společná obchodní zóna na trhu s elektřinou zahrnující spolkovou zemi Šlesvicko-Holštýnsko, Hamburk a západní Dánsko by mohla snížit náklady energetické transformace a zlepšit konkurenceschopnost výroby zeleného vodíku. Vyplývá to z analýzy výzkumného Fraunhoferova institutu, kterou si objednaly vláda německé spolkové země Šlesvicko-Holštýnsko a obchodní komora IHK z této spolkové země.

Celý článek najdete ZDE.

13. ČEZ vymění v Temelíně pět transformátorů, elektrárna se chystá na další dekády provozu

Jaderná elektrárna Temelín chystá výměnu odbočkových transformátorů, které zajišťují elektřinu pro potřeby elektrárny. Nová zařízení jsou ve výrobě a současné transformátory nahradí v následujících dvou letech. Investice za stovky milionů korun zajistí vyšší spolehlivost napájení technologických celků a je dalším z kroků pro dlouhodobý provoz elektrárny, informoval novináře mluvčí elektrárny Marek Sviták. Provoz Temelína se má prodloužit na 80 let do roku 2080 a 2082.

ČEZ pořídí pět nových transformátorů. Čtyři budou v provozu, dva na prvním a dva na druhém výrobním bloku. Pátý kus bude sloužit jako pohotovostní rezerva. Výměnu provedou technici při plánovaných odstávkách pro výměnu paliva. Příští rok je technici vymění na druhém bloku, o rok později na prvním.

Celý článek najdete ZDE.

14. Eurokomisař varuje: Vysoké ceny energií dusí domácnosti i firmy

Lucemburk/Brusel 29. října (zpravodajka ČTK) – Evropská unie neočekává, že by jí v nadcházejícím období hrozil nedostatek energií, vysoké ceny ale mohou dál výrazně dopadat na domácnosti a podniky. Před dnešním jednáním ministrů energetiky v Lucemburku to uvedl eurokomisař pro energetiku Dan Jörgensen. Nadcházející zima bude podle něj pro mnoho evropských občanů náročná a EU musí udělat vše pro to, aby jejich problémy zmírnila.

 

„V současnosti bohužel téměř 50 milionů Evropanů si kvůli vysokým cenám energií nemůže dovolit dostatečně vytápět své domovy. Je přitom pravděpodobné, že tento počet ještě vzroste,“ řekl novinářům Jörgensen.

 

Celý článek najdete ZDE.

Téma

Ředitel ČEZ: Kontrakt s korejskou firmou KHNP má pevnou cenu a harmonogram

Kontrakt s korejskou firmou KHNP má pevnou cenu a harmonogram, za nedodržení hrozí sankce. Novinářům to dnes řekl generální ředitel ČEZ Daniel Beneš. Reagoval tak na čtvrteční informaci, že KHNP ukončila bez dohody jednání o smlouvě na stavební práce na projektu nových jaderných bloků v Dukovanech s konsorciem korejských firem Daewoo Engineering & Construction a Doosan Enerbility. Důvodem jsou podle KHNP rozdílné postoje k zásadním podmínkám, nyní firma zváží další kroky.

„Rozhodně se to nemůže zlehčovat. Je to zásadní zpráva. Pokud je to tedy konec, možná to je jen cenové vyjednávání přes média v Koreji, to neumím ještě říct,“ uvedl Beneš.

Celý článek najdete ZDE.

Plyn v Evropě dál zdražuje, cena se blíží k psychologické hranici 100 eur za MWh

Velkoobchodní cena plynu pro evropský trh dnes pokračuje v růstu, poprvé od roku 2022 překročila 97 eur (zhruba 2350 Kč) za megawatthodinu (MWh). Blíží se tak psychologicky důležité hranici 100 eur za MWh. Za jejím růstem stojí obavy ohledně zásobování v zimních měsících a ohledně vývoje konfliktu na Blízkém východě, uvedla agentura Bloomberg.

Cena klíčového termínového kontraktu na plyn s dodáním příští měsíc ve virtuálním obchodním uzlu Title Transfer Facility (TTF) v Nizozemsku si kolem 9:45 SEČ připisovala téměř čtyři procenta a pohybovala se v blízkosti 97,50 eura za MWh.

Celý článek najdete ZDE.

Energostat: výroba elektřiny v ČR

Graf ČR

Energostat: výroba elektřiny v Německu

Graf Německo

Více aktuálních grafů a dat najdete na Energostatu