Japonské Ministerstvo hospodářství, průmyslu a obchodu (METI) v <a href="https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/coal/080720-japan-starts-regulatory-discussions-on-phasing-out-inefficient-coal-fired-power-plants">pátek zahájilo formální politické diskuse</a>, jejichž cílem je pomoci připravit vhodný regulační rámec pro vyřazování neefektivních uhelných elektráren do roku 2030. Rámec by zároveň měl obsahovat další opatření jako například omezení výstavby nových neefektivních uhelných zdrojů.
Zahájení diskuse následuje směrnici, kterou 3. července oznámil ministr hospodářství, průmyslu a obchodu Hiroshi Kajiyama. Podle té by měl začít proces tvorby nového a efektivnějšího regulačního rámce. Ten by měl v souladu s japonským strategickým energetickým plánem zajistit vyřazení neefektivních uhelných zdrojů do roku 2030. V srpnu METI v rámci svého poradního výboru pro přírodní zdroje a energii zřídilo pracovní skupinu, která by se touto otázkou měla zabývat.
Během pátečních diskusí METI například debatovalo o tom, jak silná opatření by bylo zapotřebí zavést pro vynucení postupného vyřazování a jaký stupeň autonomie by pro vyřazování měl být dán samotným společnostem.
Pracovní skupina plánuje nastínit základní směr politiky po říjnu letošního roku. Předtím mají také proběhnout dvě slyšení s představiteli společností a průmyslu.
<h2>Snížení podílu uhlí na výrobě elektřiny na 26 % do roku 2030</h2>
METI již dříve zdůrazňovalo nutnost snížení výroby v neefektivních uhelných blocích téměř na nulu. To je podle METI zapotřebí pro dosažení japonského cíle snížit podíl uhlí na výrobě energie z 32 % ve fiskálním roce 2018 na 26 % v roce 2030. Jedním z důvodů je také skutečnost, že ve výstavbě je momentálně několik účinnějších uhelných zdrojů. Podle METI elektrárny, které patří do kategorie s nízkou účinností, představují přibližně 16 % celkové výroby z uhlí v Japonsku. Před havárií JE Fukushima byl podíl uhlí na výrobě elektřiny 23 %, po uzavření jaderných elektráren podíl uhlí do roku 2015 vzrostl na 31 %.
V Japonsku je 140 uhelných elektráren, 114 z nich spadá do kategorie s nízkou účinností. Jedná se o podkritické elektrárny s účinností okolo 38 % a nadkritické bloky s účinností 38 až 40 %.
Do kategorie s vyšší účinností naopak spadají elektrárny s integrovaným zplyňováním uhlí (technologie IGCC) s účinností 46 – 50 % a ultra-nadkritické bloky s účinností 41 až 43 %.
Zdroj úvodního obrázku: <a href="https://www.kobelco.co.jp/english/about_kobelco/group/domestic/electric_power/1188722_15531.html">Kobelco</a>

Energetika v zahraničí

Japonsko chce vyřazením neefektivních uhelných elektráren snížit podíl uhlí na výrobě elektřiny na 26 %

Výstavba plynovodu IGB, který je podporován Evropskou unií, se dostává do potíží kvůli mzdám. Dělníci z plynovodu tvrdí, že již tři měsíce nedostali žádné peníze a hrozí výpovědí. To by mohlo významně pozdržet projekt, který by mohl dopravovat do Evropy ázerbájdžánský plyn již příští rok.
<a href="https://www.euractiv.com/section/energy/news/strategic-gas-interconnector-greece-bulgaria-on-bumpy-road/?fbclid=IwAR1mL66W13O4iQXn227a9hlqhjGkJ9c-uCz6HNNqlCpRCPkQ7zHjHzXiwEI" target="_blank" rel="noopener">Dle informací zpravodajského portálu EU</a>RACTIV protestovaly ve čtvrtek desítky bulharských dělníků pracujících na propojujícím plynovodu Řecko-Bulharsko (IGB, také známý jako Stara Zagora-Komotini). Pracovníci tvrdí, že jim nebyla proplacena mzda za poslední tři měsíce a hrozí, že dají výpověď, pokud okamžitě peníze nedostanou.
<h2>Diverzifikace zdrojů zemního plynu</h2>
Propojovací plynovod IGB (Interconnector Greece – Bulgaria) je v souladu se strategií EU ohledně bezpečné dodávky zemního plynu. IGB je napojen na Jižní plynový koridor (Southern Gas Corridor), což je iniciativa podporována Evropskou komisí za účelem diverzifikace zdrojů a snížení závislosti na ruském plynu.
Plynovod by měl přinést zemní plyn z Ázerbájdžánu a zároveň sloužit pro řecký LNG terminál. Od Bulharska se očekává přeprava až 1 miliardy krychlových metrů ázerbajdžánského plynu, což je téměř třetina tamní roční spotřeby. Plyn by měl začít proudit již příští rok a tím by se zlomil dlouhodobý ruský monopol v této zemi.
<blockquote>„Každý měsíc pracujeme 300 hodin namísto standardních 160 pracovních hodin. Pracujeme přesčasy. Pracujeme každou sobotu a občas i neděle,“ sdělil tamnímu národnímu rádiu dělník z plynovodu IGB.</blockquote>
Že nebyla vyplacena mzda za poslední tři měsíce sdělilo více protestujících. Později po včerejším protestu bylo oznámeno, že ještě tento týden a příští týden budou dlužné částky vyplaceny.
Nicméně celou situaci označili protestanti za ponižující, protože jejich řečtí kolegové pracující na plynovodu IGB jsou řádně placeni.
Autor úvodní fotografie: NPCA online

Plynárenství

Dělníci z plynovodu IGB hrozí výpovědí kvůli neplacení mzdy

Bělorusko začalo s navážením paliva do prvního ze dvou reaktorů své první jaderné elektrárny Astravec, uvedla dnes agentura Reuters s odvoláním na oznámení ruské korporace Rosatom, která má vybudování elektrárny na starosti. Navážením paliva Rosatom podle agentury TASS začal fyzické spouštění elektrárny.
První kazeta s jaderným palivem byla do reaktoru vložena před polednem. Do konce měsíce jich má být 163, dodal TASS. Podle běloruské agentury Belta je v každé kazetě 571 kilogramů jaderného paliva.
Běloruská jaderná elektrárna stojí poblíž hranic s Litvou a jejího hlavního města Vilniusu. Litva pohlíží na jadernou elektrárnu, jejíž stavbu financuje Rusko úvěrem ve výši deseti miliard dolarů (asi 221 miliard Kč), jako na hrozbu své národní bezpečnosti. Bělorusko popírá, že by elektrárna představovala riziko, připomněl Reuters.
Elektrárna splňuje bezpečnostní požadavky Mezinárodní agentury pro atomovou energii (MAAE), napsala Belta s tím, že elektrárna se dvěma reaktory o výkonu 1200 MW každý má pokrýt asi třetinu spotřeby elektřiny v zemi, čímž každý rok ochrání Zemi před emisemi více než sedmi milionů tun skleníkových plynů.

Jaderné elektrárny

Rosatom začal se spouštěním první běloruské jaderné elektrárny

Ukrajinská státní energetická společnost Naftogaz <a href="https://www.euractiv.com/section/energy/news/ukraine-says-no-plans-to-resume-gas-purchases-from-russia/?fbclid=IwAR23tgEbdJJCqujs5AYebcC3RRZwCY3KmSP7vCjlszO6zkW9q-9B58SJq3Q">uvedla</a>, že aktuálně neuvažuje o nákupu zemního plynu z Ruska, od kterého přestala plyn nakupovat v roce 2015. Dle vyjádření společnosti zatím ruští představitelé nenabídli za odběr zemního plynu konkurenceschopné ceny, respektive ani další podmínky smlouvy.
Ukrajina byla jedním z největších odběratelů ruského plynu do doby, než došlo k anexi Krymu a vyhrocení vztahů mezi oběma státy v roce 2014. Poté, během listopadu 2015, přestala nakupovat ruský plyn a nahradila jej dodávkami plynu proudícího z Evropy.
<h2>Reforma trhu se zemním plynem</h2>
Ukrajina začala s avizovanou reformou trhu se zemním plynem, která zahrnuje například zrušení státem regulovaných cen zemního plynu pro průmyslové uživatele. Reforma trhu je jednou z prerekvizit pro získání financování z Mezinárodního měnového fondu.
<blockquote>„Reforma ukrajinského trhu se zemním plynem vytvořila příležitost pro ukrajinské nebo zahraniční obchodníky, aby nakoupili plyn z Ruska, pokud budou ceny a podmínky konkurenceschopné. Zatím ovšem Rusko nenabídlo plyn pod takovými podmínkami,“ uvedl Andriy Kobolyev, výkonný ředitel Naftogazu, pro agenturu Reuters.
„Ukrajina se nikdy nevrátí do doby zkorumpovaných energetických dohod a energetické závislosti na Rusku, a oni to vědí,“ komentuje dále Kobolyev aktuální vyjednávání o nákupu zemního plynu.</blockquote>
<h2>Tranzitní dohoda</h2>
V loňském roce proběhly mezi ukrajinským Naftogazem a ruským Gazpromem jednání o tranzitu ruského plynu přes Ukrajinu, jelikož tehdy platná smlouva pozbývala ke konci roku platnosti. Co předcházelo uzavření dohody o tranzitu plynu se můžete dočíst například <a href="https://oenergetice.cz/komoditni-trhy/ceny-elektricke-energie-zemniho-plynu-uzavreni-dohody-ruskem-ukrajinou-poklesly">zde</a>.
Poplatky za tranzit ruského plynu představovaly pro Ukrajinu přibližně 3 % HDP (cca 3 miliardy dolarů). Ukrajina požadovala, <a href="https://oenergetice.cz/plyn/naftogaz-vychozi-variantou-od-roku-2020-nulovy-tranzit-ruskeho-plynu-pres-ukrajinu">také vzhledem k výstavbě nového plynovodu Nord Stream II,</a> dlouhodobou smlouvu (minimálně na 10 let) a garantované množství zemního plynu (60 miliard m³/rok), který by proudil přes její území. Gazprom chtěl naopak pouze krátkodobé prodloužení tranzitní smlouvy.
Po dlouhém vyjednávání se zástupci Naftogazu a Gazpromu na poslední chvíli přece jen domluvili na tranzitu plynu na dalších 5 let. Pro rok 2020 <a href="https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/natural-gas/122119-russia-to-transit-65-bcm-of-gas-through-ukraine-in-2020-under-new-deal-gazprom">by měl tranzit ruského plynu přes Ukrajinu činit</a> 65 miliard m³, mezi roky 2021-2024 pak 40 miliard m³.
<blockquote>„Je to konec roku, ale nikoli konec úspěchu,“ komentoval tehdy ukrajinský prezident Volodymyr Zelenskiy. „Ukrajinský transportní systém bude naplněn, a to znamená energetickou bezpečnost a dobré životní podmínky pro Ukrajince,“ dodal.</blockquote>
Dle ukrajinského prezidenta by měla Ukrajina za transport plynu v následujících 5 letech inkasovat přinejmenším 7 miliard dolarů.
V prvním pololetí letošního roku, které bylo poznamenané nadprůměrně teplým počasím a COVID-19, proteklo dle Kobolyeva skrze Ukrajinu 25 miliard m³ zemního plynu, což v porovnání se stejným obdobím loňského roku značí pokles o 45 %.

Komoditní trhy

Ukrajina aktuálně neuvažuje o obnovení nákupu ruského plynu

Energetická skupina ČEZ vede exkluzivní jednání o prodeji svých rumunských aktiv s uchazečem, který předložil nejlepší nabídku. Na dotaz ČTK to dnes uvedla mluvčí ČEZ Alice Horáková. Podle rumunských novin <a target="_blank" href="http://www.zfenglish.com/companies/cez-in-exclusive-talks-with-macquarie-infrastructure-and-real-assets-19482308">Ziarul Financiar</a> je zájemcem firma Macquarie Infrastructure and Real Assets (MIRA). Ta je mimo jiné vlastníkem společnosti GasNet, pod kterou spadá převážná část distribuce plynu v Česku. Horáková to nepotvrdila.
<blockquote>&#8222;Potvrzujeme, že vedeme exkluzivní jednání s uchazečem, který předložil nejlepší nabídku. Smluvní podmínky nám ale nedovolují jednání &#8211; včetně identity partnera &#8211; komentovat,&#8220; řekla dnes ČTK Horáková.</blockquote>
ČEZ podle dřívějších informací zvažuje v Rumunsku prodej sedmi firem, nechá si pouze společnosti zabývající se aktivitami v moderních energetických službách (ESCO) a část obchodu (tradingu). Firma do možného prodeje zařadila společnosti Distributie Energie Oltenia, Ovidiu Development, Tomis Team, MW Team Invest, CEZ Vanzare, TMK Hydroenergy Power a CEZ Romania.
Prodej je v souladu s novou strategií ČEZ, schválenou loni v červnu. Ta počítá s postupným prodejem aktiv v Bulharsku, Rumunsku, Turecku a částečně i v Polsku. Výjimku tvoří firmy zaměřené na ESCO, které chce ČEZ rozvíjet doma i v zahraničí. Z prodeje zahraničních firem chce společnost podle dřívějších informací získat desítky miliard korun, které použije na stavbu obnovitelných zdrojů a nových jaderných bloků i modernizaci distribuční sítě.
Expanzi ČEZ do ciziny označil několikrát za nepovedenou premiér Andrej Babiš (ANO). Majoritním vlastníkem ČEZ je stát, který prostřednictvím ministerstva financí vlastní 70 procent akcií společnosti. Finanční ředitel ČEZ Martin Novák řekl v květnu ČTK, že firma nadále předpokládá, že zmíněnou převážnou část svých rumunských aktiv prodá do konce letošního roku.
Skupina Macquarie je celosvětový poskytovatel bankovních, finančních a poradenských služeb a správy investičních fondů. MIRA je části Macquarie, která spravuje aktiva. Fondu australské banky Macquarie patří od roku 2017 mimo jiné také podíl 31 procent ve společnosti EP Infrastructure (EPIF), což je jedna z hlavních složek Energetického a průmyslového holdingu (EPH) podnikatele Daniela Křetínského.

Společnosti

ČEZ vede jednání o prodeji rumunských aktiv, údajně s Macquarie

Americká vládní agentura U.S. Energy Information Administration (EIA) informovala, že od roku 2011 proběhla u 121 amerických uhelných elektráren konverze na jiný typ paliva, z čehož se u 103 případů jednalo o zemní plyn. Celkově bylo za uvedené období odstaveno nebo nahrazeno 49,2 GW instalovaného výkonu uhelných zdrojů, kdy u 14,3 GW došlo ke konverzi kotlů na zemní plyn a 15,3 GW bylo nahrazeno novými paroplynovými elektrárnami. 
<a href="https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=44636" target="_blank" rel="noopener">EIA uvedla</a>, že rozhodnutí o přechodu z uhlí na plyn bylo podpořeno zejména přísnějšími emisními limity, nízkými cenami zemního plynu a zdokonalující se technologií moderních paroplynových elektráren.
<blockquote>„Při přechodu z uhlí na plyn jsou využívány dvě metody. První metodou je odstavení starého zdroje a jeho náhrada novou paroplynovou elektrárnou. Druhá metoda spočívá v konverzi kotle uhelné tepelné elektrárny na spalování jiných paliv, jako je zemní plyn,“ uvedla EIA.</blockquote>
Mezi lety 2011 a 2019 aplikovalo první uvedenou metodu 17 elektráren o celkovém instalovaném výkonu 7,9 GW, kdy tyto byly nahrazeny 15,3 GW nového výkonu v paroplynových zdrojích. Dalších 104 elektráren aplikovalo druhou metodu, přičemž 86 elektráren o celkovém instalovaném výkonu 14,3 GW přešlo právě na zemní plyn.
<figure id="attachment_86488" class="wp-caption aligncenter" style="width: 631px;"><img class="size-full wp-image-86488" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/08/uhlí.jpg" sizes="(max-width: 631px) 100vw, 631px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/08/uhlí.jpg 631w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/08/uhlí-512x234.jpg 512w" alt="Vývoj uzavírání a náhrady uhelného výkonu v USA. Zdroj EIA" width="631" height="289" /><figcaption class="wp-caption-text">Vývoj uzavírání a náhrady uhelného výkonu v USA v období 2011-2019. Zdroj EIA</figcaption></figure>
<blockquote>„Přestože většinou došlo ke kompletní konverzi na zemní plyn, několik zdrojů si ponechalo možnost spalovat uhlí, což jim umožňuje spalovat kterékoliv z paliv podle ekonomické efektivity,“ dodala EIA.</blockquote>
<h2>Americké uhelné elektrárny vyrobily loni nejméně elektřiny od roku 1976</h2>
<a href="https://oenergetice.cz/uhli/uhli-usa-ustupu-vyroba-elektriny-nej-poklesla-uroven-roku-1976" target="_blank" rel="noopener">Již v květnu letošního roku EIA dále informovala</a>, že v loňském roce poklesla výroba elektřiny z amerických uhelných elektráren na nejnižší výrobu od roku 1976, když dosáhla 966 TWh. Ještě v roce 2007 se přitom v USA z uhlí vyrábělo zhruba 2000 TWh elektrické energie.
Důvody pro tento bezprecedentní pokles lze hledat ve snížené spotřebě elektřiny v USA, ale především také v ekonomické stránce výroby. Uhelné elektrárny totiž i v loňském roce přenechaly část podílu na výrobním mixu zemnímu plynu. Ten se totiž stává stále výhodnějším palivem pro výrobu elektřiny – jen od předkrizového roku 2007 stoupla výroba elektřiny z plynu o 76 % (meziročně pak v průměru o 8 %).
<figure id="attachment_83701" class="wp-caption aligncenter" style="width: 944px;"><img class="size-full wp-image-83701" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/05/eia.png" sizes="(max-width: 767px) 89vw, (max-width: 1000px) 54vw, (max-width: 1071px) 543px, 580px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/05/eia.png 944w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/05/eia-512x255.png 512w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/05/eia-768x383.png 768w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/05/eia-725x362.png 725w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/05/eia-800x399.png 800w" alt="Výroba elektřiny v USA od roku 1970" width="944" height="471" /><figcaption class="wp-caption-text">Výroba elektřiny v USA od roku 1970</figcaption></figure>
K vyšší výrobě zemního plynu pomohla především nízká cena plynu na tamním velkoobchodním trhu. Američtí těžaři totiž v posledních letech setrvale zvyšovali těžbu, což se podepsalo na ceně plynu a následně i zvýšilo jeho podíl v energetickém mixu.
Pro srovnání, v roce 2007 se cena zemního plynu v referenčním obchodním bodě Henry Hub pohybovala kolem 7,5 $/MMBTu (cca 25 $/MWh). Nyní se cena plynu ve stejném místě pohybuje kolem 1,7 $/MMBTu (cca 5,7 $/MWh).

Více než 100 uhelných elektráren v USA prošlo od roku 2011 konverzí na plyn

Německá technologická společnost Bosch uzavřela se třemi energetickými společnostmi dlouhodobé dohody o nákupu elektřiny (tzv. Power Purchase Agreements – PPA) v celkovém objemu 100 GWh/rok. O dodávku elektřiny se postarají německé solární elektrárny o celkovém instalovaném výkonu 107 MW, které nečerpají investiční ani provozní podporu.
<a href="https://www.spglobal.com/platts/ru/market-insights/latest-news/electric-power/080520-bosch-secures-100-gwhyear-solar-power-in-germany-from-three-utilities" target="_blank" rel="noopener">Zahraniční server Platts informoval</a> o uzavření hned tří dlouhodobých PPA dohod mezi společností Bosch a třemi energetickými společnostmi.
První je 12letá dohoda s norskou společností Statkraft v celkovém objemu 570 GWh. Elektřina bude dodávána z bavorských solárních elektráren o celkovém instalovaném výkonu 47 MW. Druhá dohoda s německou RWE je na období 16 let, přičemž elektřina bude dodávána z několika solárních elektráren, které budou vybudovány v jižním Německu. Celkový instalovaný výkon těchto elektráren má dosáhnout 50 MW. Poslední uzavřenou dohodou je 12letá PPA dohoda se švédskou společností Vattenfall zahrnující dodávky elektřiny z 10MW solární elektrárny instalované severně od Berlína.
Podle Platts plánuje Bosch uzavírat dlouhodobé PPA dohody i mimo Německo. Například v Mexiku již nyní Bosch pokrývá 80 % spotřeby elektřiny prostřednictvím 15leté PPA dohody s italským Enelem na dodávku 105 GWh/rok.
<h2>Trh s PPA na OZE je v Evropě zhruba čtvrtinový ve srovnání s USA</h2>
<a href="https://oenergetice.cz/obnovitelne-zdroje/bnef-nejlevnejsimi-evropskymi-trhy-ppa-dohody-oze-jsou-spanelsko-svedsko" target="_blank" rel="noopener">Jak vyplývá z dubnové analýzy výzkumníků z BloombergNEF,</a> nejnižší ceny u korporátních PPA dohod na elektřinu z větrných elektráren jsou dosahovány ve Švédsku (30,5 EUR/MWh) a ze solárních elektráren ve Španělsku (35,3 EUR/MWh). Naopak nejvyšší ceny byly identifikovány u obou technologií ve Spojeném království.
Průzkum nazvaný „1H 2020 European Corporate PPA Price Survey“ z dílny BNEF kromě nejlevnějších a nejdražších evropských trhů pro PPA dohody o nákupu elektřiny z OZE ukázal, že výsledné dosahované ceny závisí zejména na instalovaném výkonu zdroje, délce kontraktu a jeho struktuře.
<blockquote>„Velmi široký rozsah výsledků byl obzvláště zajímavý, kdy rozdíl mezi nejlevnějšími PPA dohodami, které můžete uzavřít ve Švédsku, a nejdražšími PPA dohodami ve Spojeném království činil přes 30 eur za MWh,“ uvedla Helen Dewhurstová, analytička z BNEF a autorka zprávy.</blockquote>
BNEF při provedeném průzkumu dále zjistil, že kromě technologie a instalovaného výkonu zdroje má na výši ceny elektřiny z PPA dohod velký vliv tvar diagramu či délka smlouvy.
V Evropě je například s 15 až 20letým kontraktem spojená přirážka 1,5 až 2,5 EUR/MWh ve srovnání s více standardními kontrakty na 10 až 15 let. Podle BNEF je toto jeden z hlavních rozdílů mezi PPA dohodami uzavíranými v Evropě a ve Spojených státech, které jsou největším světovým trhem s PPA dohodami a kde delší kontrakty obvykle znamenají slevu.
Trh s PPA dohodami na elektřinu z OZE je celkově v Evropě zhruba čtvrtinový ve srovnání se Spojenými státy, kdy BNEF ve Spojených státech registruje dohody na celkový dodávaný výkon 40 GW a v Evropě na 9,8 GW.

Obnovitelné zdroje

Bosch si v Německu zajistil pomocí PPA dohod 100 GWh/rok ze solárních elektráren bez podpory

Před deseti lety, 8. srpna 2010, bylo dokončeno napouštění rekultivačního jezera Milada o rozloze 252,2 hektarů (dříve zvané též Chabařovické jezero), které vzniklo v těžební jámě hnědouhelného lomu Chabařovice. Napouštění začalo v červnu 2001, pro veřejnost bylo jezero otevřeno 30. května 2015.
Jezero Milada vzniklo rekultivací a zatopením těžební jámy hnědouhelného lomu Chabařovice, kde se přestalo těžit v 90. letech 20. století. Jezero se rozlohou řadí na třetí místo mezi rekultivačními jezery v Česku. Jeho průměrná hloubka je 15,5 metru, maximální 24,7 metru. Od otevření si získalo velké množství příznivců z řad turistů, sportovců, přírodovědců.
Náklady na rekultivační práce dosáhly pěti miliard korun. Nyní jezero čeká na vybudování infrastruktury. Palivový kombinát Ústí letos vyhlásil mezinárodní krajinářsko-urbanisticko-architektonickou soutěž na území jezera. Vítězný návrh bude znám na jaře 2021.
Kromě Milady vzniklo v severních Čechách rekultivací těžebních jam například jezero Most, jehož rozloha přesahuje 310 hektarů. Na Sokolovsku bylo v roce 2016 napuštěno jezero Medard, které má bezmála 500 hektarů. V budoucnosti se počítá se vznikem jezer, které překonají tisíc hektarů. Pro srovnání &#8211; největší jihočeský rybník Rožmberk má zhruba 490 hektarů a největší česká vodní nádrž Lipno asi 4870 hektarů.

Uhlí

Před deseti lety bylo napuštěno rekultivační jezero Milada

Vodní přečerpávací elektrárna Dlouhé stráně na Šumpersku v prvním letošním pololetí i díky masivním investicím zvýšila produkci elektřiny meziročně o 40 procent na více než 365 milionů kWh. &#8222;Takový objem elektřiny by dokázal pokrýt roční spotřebu více než 100.000 českých domácností,&#8220; řekl dnes ČTK mluvčí Skupiny ČEZ Vladislav Sobol.
Loni vodní přečerpávací elektrárna po předchozí modernizaci vyrobila 636,9 milionu kWh elektrické energie. Ve srovnání s rokem 2018, kdy měla elektrárna kvůli opravám delší výpadek, se její produkce zvýšila o 17 procent.
<blockquote>&#8222;V minulých letech jsme do zvýšení účinnosti a zároveň spolehlivosti provozu a také do prodloužení životnosti elektrárny investovali stovky milionů korun. Jen letos šlo o opravy a investice za zhruba 40 milionů korun,&#8220; uvedl ředitel elektrárny Dlouhé Stráně Vítězslav Chmelař.</blockquote>
Díky masivním investicím se zvýšila účinnost elektrárny. Letos v dubnu vyrobila 82,339 milionu kWh, což je nejvyšší měsíční výroba od spuštění elektrárny v roce 1996.
Přečerpávací elektrárny slouží jako obrovské akumulátory. V energetické soustavě mají funkci jak při využití přebytku energie, která se pak používá pro přečerpání vody z dolní do horní nádrže, tak v období jejího nedostatku, kdy elektřinu vyrábějí a prodávají za vyšší cenu. Při jednom přečerpávacím cyklu dokáže elektrárna Dlouhé stráně do energetické sítě dodat až 3,5 milionu kWh.
Elektrárna Dlouhé stráně byla zprovozněna v roce 1996 a její produkce v posledních letech roste. Zvyšuje se i návštěvnost elektrárny. Loni vzrostla o šest procent na 93.839 lidí, což je druhá nejvyšší hodnota v historii elektrárny. Rekordních více než 97.000 návštěvníků dorazilo na Dlouhé stráně v roce 2017.

Elektrárny v ČR

Elektrárna Dlouhé stráně v 1. pololetí zvýšila výrobu o 40 %

<a href="https://www.rosatom.ru/en/press-centre/news/the-third-layer-of-the-reactor-building-inner-containment-has-been-erected-at-power-unit-no-1-of-roo/">Práce na vztyčení a betonáži třetí vrstvy vnitřního kontejnmentu reaktorové budovy na prvním bloku Jaderné elektrárny Ruppur byly dokončeny.</a> Generálním dodavatelem projektu Bangladéšské Jaderné elektrárny je firma Atomstojexport, inženýrská divize ruské státní společnosti Rosatom.
Veškeré práce na třetí vrstvě kontejnmentu byly provedeny specialisty ze společnosti TrestRosSEM LLC za 118 dní. Na výstavbu bylo spotřebováno 2000 metrů krychlových betonu.
Montáž této části kontejnmentu je jednou z hlavních stavebních milníků JE Ruppur pro rok 2020 a bylo jej dosaženo v souladu s harmonogramem. V průběhu vztyčování a betonáže vnitřní části kontejnmentu byly využity nové stavební postupy ke zvýšení produktivity práce.
Výsledkem dokončení této fáze projektu je mimo jiné umístění polárního mostového jeřábu do reaktorové budovy, který bude sloužit k umístění hlavních zařízení primárního okruhu bloku (tlaková nádoba reaktoru, parogenerátory, hlavní cirkulační čerpadla), stejně jako potrubí a dalších ocelových komponent. Jeřáb je umístěn pod kopulí budovy reaktoru na speciální kruhové kolejnici.
<h2>Dva reaktory generace 3+</h2>
Jaderná elektrárna Ruppur bude po dokončení disponovat dvěma reaktory ruského designu VVER-1200 se souhrnným instalovaným výkonem 2400 MWe. Elektrárna se nachází 160 km od hlavního města Bangladéše, Dháka.
<figure id="attachment_12557" class="wp-caption alignnone" style="width: 600px;"><img class="aligncenter wp-image-12557 size-full" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2015/11/AES-2006-VVER-1200-2.jpg" sizes="(max-width: 600px) 100vw, 600px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2015/11/AES-2006-VVER-1200-2.jpg 600w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2015/11/AES-2006-VVER-1200-2-120x77.jpg 120w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2015/11/AES-2006-VVER-1200-2-512x326.jpg 512w" alt="" width="600" height="382" /><figcaption class="wp-caption-text">Projekt VVER-1200 (AES-2006); Zdroj: Rosatom</figcaption></figure>
Smlouva na výstavbu elektrárny byla uzavřena 25. prosince 2015. Přípravné práce na staveništi byly zahájeny mezi roky 2015-2016. V listopadu 2017 udělil národní jaderný dozor licenci pro umístění a výstavbu tohoto reaktoru generace 3+. První betonáž obou reaktorových bloků byla zahájena slavnostním ceremoniálem 30. listopadu 2017, respektive 14. července 2018. Uvedení do provozu je plánováno na rok 2023 a 2024.
Úvodní fotografie: výstavba JE Ruppur, zdroj: Rosatom