V roce 2019 vyrobily v USA větrné elektrárny poprvé více elektrické energie než vodní elektrárny. Vítr tak v USA mezi obnovitelnými zdroji dosáhl prvenství, které bylo po několik desetiletí drženo vodními elektrárnami. 
Roční výroba elektrické energie z větrných elektráren byla ve Spojených státech v loňském roce 300 TWh, což bylo o 26 TWh více než výroba vodních elektráren. Instalovaný výkon větrných elektráren průběžně rostl během posledního desetiletí zejména díky prodloužení daňových úlev, tzv. Production Tax Credit (PTC).
Výroba vodních elektráren se v posledním desetiletí <a href="https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=42955" target="_blank" rel="noopener">podle dat americké vládní agentury U.S. Energy Information Administration</a> pohybovala mezi 250 a 320 TWh a jejich instalovaný výkon rostl jen nepatrně.
<figure id="attachment_81721" class="wp-caption aligncenter" style="width: 725px;"><img class="size-full wp-image-81721" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/03/vyroba-vodnich-a-vetrnych-elektraren-v-USA-v-obdobi-2001-2019.png" sizes="(max-width: 725px) 100vw, 725px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/03/vyroba-vodnich-a-vetrnych-elektraren-v-USA-v-obdobi-2001-2019.png 725w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/03/vyroba-vodnich-a-vetrnych-elektraren-v-USA-v-obdobi-2001-2019-512x212.png 512w" alt="Výroba vodních a větrných elektráren v USA mezi lety 2001 a 2019. Zdroj: EIA" width="725" height="300" /><figcaption class="wp-caption-text">Výroba vodních a větrných elektráren v USA mezi lety 2001 a 2019. Zdroj: EIA</figcaption></figure>
Roční změny ve výrobě vodních elektráren odrážejí změny v množství srážek a odtoku vody. Změny počasí ovlivňují i výrobu elektrické energie z větrných elektráren, ale stálý meziroční přírůstek instalovaného výkonu tyto změny potlačil.
Koncem roku 2019 byl instalovaný výkon větrných elektráren v USA 103 GW, z toho 77 % bylo instalováno během posledního desetiletí. Instalovaný výkon vodních elektráren je v USA zhruba 80 GW a většina zařízení je v provozu několik desetiletí. Pouze 2 GW výkonu byly přidány během posledního desetiletí, z toho část tvořily již vybudované vodní přehrady, ke kterým byly dodatečně vystavěny vodní elektrárny.
Instalovaný výkon větrných elektráren předčil výkon vodních elektráren již v roce 2016. Nejstarší větrná elektrárna v USA, která je stále v provozu, začala vyrábět energii v roce 1985. Nejstarší vodní elektrárna stále v provozu se pak datuje k roku 1891.
Průměrný koeficient využití instalovaného výkonu vodních elektráren se v USA pohyboval v letech 2009 až 2019 mezi 35 a 43 %. Pro větrné elektrárny byly hodnoty pro stejné časové rozmezí od 28 do 35 %.
<figure id="attachment_81723" class="wp-caption aligncenter" style="width: 725px;"><img class="size-full wp-image-81723" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/03/Koeficient-vyuziti-instalovaneho-vykonu-vodnich-a-vetrnych-elektraren-v-USA-v-obdobi-2015-2019.png" sizes="(max-width: 725px) 100vw, 725px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/03/Koeficient-vyuziti-instalovaneho-vykonu-vodnich-a-vetrnych-elektraren-v-USA-v-obdobi-2015-2019.png 725w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/03/Koeficient-vyuziti-instalovaneho-vykonu-vodnich-a-vetrnych-elektraren-v-USA-v-obdobi-2015-2019-512x212.png 512w" alt="Koeficient využití instalovaného výkonu vodních a větrných elektráren v USA mezi lety 2015 a 2019. Zdroj: EIA" width="725" height="300" /><figcaption class="wp-caption-text">Koeficient využití instalovaného výkonu vodních a větrných elektráren v USA mezi lety 2015 a 2019. Zdroj: EIA</figcaption></figure>

Obnovitelné zdroje

Větrné elektrárny loni vyrobily v USA poprvé více energie než vodní elektrárny

Instalovaný výkon vodních elektráren v Pákistánu dosahoval v roce 2016 zhruba 7,3 GW. <a href="https://nation.com.pk/15-May-2019/pakistan-ranked-3rd-in-world-for-newly-installed-hydropower-capacity" target="_blank" rel="noopener">V roce 2018 se Pákistán umístil na třetím místě v meziročním přírůstku instalovaného výkonu vodních elektráren</a>, když instaloval zhruba 2,5 GW. Podle vládní agentury WAPDA je potenciál pro vodní elektrárny v zemi až 60 GW. 
V současné době se v Pákistánu staví obří vodní elektrárna Dasu, která po dokončení bude disponovat instalovaným výkonem 4,3 GW. Výstavba projektu Dasu začala v roce 2018 pod dohledem vládní agentury Water &amp; Power Development Authority (WAPDA). Za hlavní stavební práce je zodpovědná čínská společnost China Gezhouba Group Company, která uzavřela v březnu 2017 kontrakt v hodnotě 1,7 miliardy dolarů. Za elektromechanické práce je pak zodpovědná společnost GE Power Conversion, s níž byla uzavřená smlouva na konci roku 2019.
Projekt se nachází na řece Indus zhruba 350 kilometrů od Islámábádu, hlavního města Pákistánu. Rezervoár vytvořený přehradou bude 74 km dlouhý, 365 metrů široký a bude disponovat kapacitou 1 410 milionů kubických metrů. Odhadované náklady na projekt, který má být financován pomocí Světové banky, pákistánské vlády, ale i například švýcarskou společností Credit Suisse Group, jsou 4,3 miliardy dolarů.
Podle předsedy WAPDA, Muzammila Hussaina, bude první fáze projektu dokončena na začátku roku 2025. Předpokládá se, že některé ze soustrojí by mohlo začít dodávat elektrickou energii v druhé půlce roku 2024.
<h2>Elektrárna pokryje zhruba čtvrtinu spotřeby elektřiny v zemi</h2>
Výstavba je plánovaná na dvě části, z čehož v každé z nich bude vystavěno 6 turbogenerátorů o výkonu 360 MW, tedy celkem 12 turbogenerátorů. Pro projekt budou využity Francisovy turbíny. Maximální hodnota spádu je 184 metrů.
V první fázi projektu se předpokládá roční výroba 12 300 GWh, druhá fáze zvedne tuto hodnotu na 21 700 GWh. To by odpovídalo čtvrtině roční spotřeby země, <a href="https://www.ceicdata.com/en/pakistan/electricity-generation-and-consumption/electricity-consumption-total" target="_blank" rel="noopener">která se v posledních letech pohybovala mezi 85 000 až 107 000 GWh</a>.
Přenos elektrické energie z elektrárny bude zajištěn stejnosměrným vedením o napěťové hladině 500 kV. Výstavba přenosového vedení a následný provoz je zajištěn společností National Transmission &amp; Despatch Company.
Úvodní obrázek: Vodní nádrž Tarbela v Pákistánu. Zdroj: Wikimedia

Budovaná pákistánská vodní elektrárna o výkonu dvou Temelínů pokryje čtvrtinu spotřeby země

Zatímco přečerpávací vodní elektrárny budou mezi stacionárními úložišti ke konci současné dekády stále zaujímat podíl okolo 96 % globálního instalovaného výkonu, instalovaný výkon bateriových úložišť rychle poroste. <a href="https://www.energy-storage.news/news/navigant-li-ion-for-ess-to-exceed-28gw-globally-by-2028" target="_blank" rel="noopener">Podle společnosti Navigant Research</a> bude instalovaný výkon Li-ion bateriových úložišť v roce 2028 přesahovat hranici 28 GW.
Společnost Navigant Research ve své studii uvádí, že rok 2019 byl velice pokrokový v oblasti úložišť energie a zdaleka překročil vše, co bylo k vidění v předchozích letech. Ve studii jsou zejména zmiňovány tři hlavní segmenty pro úložiště energie.
Prvním je tzv. behind the meter segment, ve kterém jsou úložiště energie instalovány přímo u průmyslových odběratelů a firem. Cílem je snížit náklady za elektřinu odebíranou zejména v časech špičkové poptávky, kdy jsou ceny nejvyšší.
Velkoodběratelé rovněž instalují baterie pro zvýšení spolehlivosti dodávek elektřiny, přičemž v kombinaci se solárními elektrárnami snižují závislost těchto odběratelů na dodávkách ze sítě a částečně je chrání před případným budoucím růstem cen elektřiny.
Dalším segmentem, který se v posledních letech stále rychle rozvíjí, je výstavba velkých bateriových úložišť v blízkosti solárních a větrných parků.
Třetím segmentem jsou úložiště, které nahrazují špičkové a rychlostartující zdroje pro výrobu elektřiny. Developeři těchto systémů již dlouho argumentují, že baterie reagují mnohem rychleji a jsou čistější než špičkové elektrárny, které jsou využívány jen k pokrytí odběrových špiček v dobách vysoké poptávky.
CEO společnosti 8minutenergy, Tom Buttgenbach, uvedl, že na některých trzích ve Spojených státech, které se vyznačují napjatou situací v energetické síti a vysokým podílem solárních zdrojů, by cena elektřiny z bateriového úložiště zkombinovaného se solární elektrárnou pro pokrytí odběrových špiček mohla být až poloviční oproti tradičním plynovým elektrárnám.
<h2>Obnovitelné zdroje v kombinaci s úložištěm vyhrávají technickým pokrokem a na některých trzích i cenou</h2>
Podle společnosti Navigant se průměrné ceny kontraktů na odběr elektrické energie (PPA) snížily mezi lety 2015 a 2018 o 79 % na 30 USD/MWh. Oproti tomu sdruženou cenu elektřiny (LCOE) pro paroplynové elektrárny v roce 2021 odhaduje mezi 41 až 47 USD/MWh.
Během roku 2019 bylo zprovozněno několik projektů podobného typu. Příkladem jsou projekty společnosti Hawaiian Electric, kde byly instalovány solární elektrárny o výkonu 260 MW v kombinaci s několika bateriovými úložišti o celkové kapacitě přesahující 1000 MWh.
Cena kWh elektřiny z těchto projektů se pohybuje mezi 0,08 až 0,12 USD/kWh. Oproti tomu se průměrná cena za kWh vyrobená za pomoci fosilních paliv na Havaji pohybuje okolo 0,15 USD/kWh. V tomto případě je však nutné podotknout, že velkou roli hraje izolovanost tamního trhu jako tomu u ostrovních států tradičně bývá, kdy se ceny plynu pohybují na několikanásobku cen zbytku USA.
Salt River Project v Arizoně plánuje výstavbu dvou projektů s celkovým výkonem 338 MW, který budou dodávat solární panely a úložiště s kapacitou přerůstající hranici 1 GWh.

Akumulace energie

Navigant: Li-ion bateriová úložiště přesáhnou 28 GW v roce 2028

<a href="https://www.nature.com/articles/s41467-019-12179-5">Tým vědců z Cornelské univerzity</a> vyvinul výpočetní model, který využívá umělou inteligenci k tomu, aby našel nejvýhodnější kombinace míst k výstavbě přehrad pro vodní elektrárny. Výpočetní model by měl být využit zejména pro snížení emisí skleníkových plynů, a snížit tak emise přehradní vodní elektrárny na vyrobenou MWh.
Vodní elektrárny využívající přehradní hráze mohou poskytnout velké množství energie s nízkou uhlíkovou stopou rovnající se solárním a větrným elektrárnám. Avšak bez strategického plánování mohou některé přehrady emitovat vysoké množství skleníkových plynů. Zaplavením oblastí při výstavbě přehrad pro vodní elektrárny se rozkladem rostlin uvolňuje do ovzduší metan. V závislosti na lokaci se mohou emise z těchto vodních děl lišit i o dva řády.
Ve studii od Institutu enviromentálního inženýrství sídlícím ve Švýcarsku bylo zjištěno, že emise vodních elektráren jsou mnohem vyšší, než se původně očekávalo a <a href="https://journals.plos.org/plosone/article?id=10.1371/journal.pone.0161947">globální průměr dosahuje hodnoty 173 kg CO2 a 2,95 kg CH4 na vyrobenou MWh.</a>
Stovky vodních elektráren jsou v současné době navrhovány k výstavbě v Amazonské pánvi, což by mohlo mít za následek velké zvýšení emisí skleníkových plynů v regionu.
<blockquote>&#8222;Pokud stavíte elektrárny po jedné, bez strategického plánování – což je většinou způsob jejich vzniku – je zde velmi nízká šance, že řešení bude optimální. Neoptimální výstavba přehrad může vést k nežádoucím výsledkům s emisemi na vysoké úrovni, které nejsou kompatibilní s budoucí energetickou strategií,&#8220; uvedl Rafael Almeida spoluautor studie Snížení emisí skleníkových plynů amazonské vodní energie se strategickým plánováním.</blockquote>
Model dokáže vyhodnotit kombinaci vodních elektráren, která bude emitovat nejnižší množství skleníkových plynů pro zadaný výkon.
V současné době je v Amazonské pánvi (která pokrývá více než třetinu plochy jižní Ameriky) v provozu či ve výstavbě 158 vodních elektráren. Jejich celkový instalovaný výkon dosahuje 32,6 GW, tedy v průměru 206 MW na jednu. <a href="https://www.nature.com/articles/s41467-019-12179-5">K výstavbě je navrhováno dalších 351 projektů, jejichž celkový výkon by byl 91,8 GW.</a>
Odhad vědců je, že v současné době emitují vodní elektrárny v Amazonii 14 Tg CO2 za rok (uváděno pro 100letý horizont), zhruba 2 % skleníkových plynů ze světových vodních rezervoárů. Pokud by došlo k výstavbě všech navrhovaných přehradních vodních elektráren, zvýšily by se emise přibližně pětkrát.
<figure id="attachment_76487" class="wp-caption alignnone" style="width: 694px;"><img class="wp-image-76487 size-full" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/10/HPP-intenzita.png" sizes="(max-width: 694px) 100vw, 694px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/10/HPP-intenzita.png 694w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/10/HPP-intenzita-512x410.png 512w" alt="" width="694" height="556" /><figcaption class="wp-caption-text">Uhlíková intenzita pro výškový rozdíl elektráren. Upland jsou vodní hráze umístěné ve více než 500 m.n.m, Lowland jsou vodní hráze pod 500 m.n.m. <a href="https://www.nature.com/articles/s41467-019-12179-5">Zdroj</a>.</figcaption></figure>
Ze studie je zřejmé, že emise se značně liší pro elektrárny vystavěné ve více než 500 metrech nad mořem, a pro elektrárny vystavěné pod touto hranicí. Zatímco 92 % elektráren vystavěných ve vyšší nadmořské výšce než 500 m.n.m. by měly intenzitu pod 80 kg CO2 na MWh v horizontu 100 let, u elektráren v níže než 500 m.n.m je to pouze 36 %.
Studie uvádí, že pomocí optimalizace je možné, aby zhruba 80 % navrhovaných vodních elektráren (o výkonu okolo 75 GW) mělo nižší intenzitu než 80 kg CO2 na vyrobenou MWh. Naproti tomu nestrategické využití zhruba 15 GW z celkového navrhovaného výkonu – což je v současnosti instalovaný výkon Bolívie, Ekvádoru a Peru – by mohlo vyústit v portfolio vodních elektráren, které by emitovalo vysoké množství skleníkových plynů.
<h2>Klimaticky příznivé projekty</h2>
Intenzita emisí je silně spjata s výkonovou hustotou projektu, a ta je následně jedním z nástrojů v Rámcové smlouvě OSN o změně klimatu. Projekty, které mají výkonovou hustotu vyšší než 4 MW na km2, jsou brány jako vhodné pro udělení emisních povolenek a financování.
I když může být výkonová hustota dobrým pomocným ukazatelem k hodnocení projektu, mohou mít projekty se stejnou výkonovou hustotou rozdílné emise na vyrobenou MWh. Data naznačují, že projekty s výkonovou hustotou vyšší než 9,5 MW na km2 budou emitovat méně než 80 kg CO na MWh. Zhruba polovina navrhovaných projektů v Amazonii tuto hranici převyšovat nebude a ze současných odhadů jejich výkonová hustota vychází na méně než 9,5 MW na km2.

Životní prostředí

Umělá inteligence ke strategickému rozmístění vodních elektráren v Amazonii

V současné době je ve Spojených státech amerických<a href="https://www.nrel.gov/docs/fy19osti/74184.pdf"> zhruba 268 GW výkonu ve špičkových elektrárnách</a>, které využívají fosilní paliva. Na základě historických dat je očekáváno, že v průběhu 20 let dojde k odstavení 150 GW výkonu ve špičkových elektrárnách, přičemž část tohoto výkonu by mohla být nahrazen úložišti energie. 
<h2>Nový zákon v Minnesotě</h2>
Odborná společnost se domnívá, že špičkové plynové elektrárny budou možná mezi prvními obětmi <a href="https://www.renewableenergyworld.com/articles/2019/07/minnesota-utilities-weigh-energy-storage-as-substitute-for-peaker-plants.html?fbclid=IwAR0aoDB_2KvoTZIoiTSenzNtwW04lwBT6YfqZbygW-GPH6zuKp2ZY2GE_0w" target="_blank" rel="noopener">nového minnesotského zákona</a>, který vyžaduje, aby energetické společnosti zahrnuly úložiště energie do jejich dlouhodobých plánů.
<blockquote>„Energetické společnosti budou muset uznat vlastnosti, které mohou úložiště energie poskytnout jako alternativu například k fosilním elektrárnám,“ uvedla Ellen Anderson z Minnesotské univerzity.</blockquote>
Studie provedená v roce 2017 ústavem Energy Transition Lab shledala, že úložiště a fotovoltaika spolu s úložištěm jsou stále více cenově konkurenceschopné. Studie předpověděla, že v roce 2023 budou náklady na výstavbu úložiště energie nižší než náklady na výstavbu špičkové elektrárny.
<h2>Nedostatečná kapacita úložišť</h2>
Energetické společnosti jsou v různých fázích prezentování jejich plánů na integraci úložišť před komisí. První společností, která bude prezentovat svůj plán od vydání zákona, je Xcel Energy. Hlavní aspekty jejich plánu jsou odstavení zbývajících uhelných elektráren během následujícího desetiletí, a zachování provozu jaderné elektrárny Monticello až do roku 2040. Společnost chce instalovat fotovoltaické elektrárny o výkonu 4 GW a větrné elektrárny o výkonu 1,2 GW. V plánu je zahrnuta i výstavba paroplynové elektrárny.
Plán se také zabýval tím, že úložiště energie má omezenou dobu dodávání energie a nemusí tedy stačit na případné pokrytí dlouhých špiček nebo při dlouhodobě snížené výrobě obnovitelných zdrojů. Podle plánu nebude odpovědí na intermitentnost obnovitelných zdrojů úložiště energie.
<blockquote>„Současný stav technologie pro bateriová úložiště nemá takovou kapacitu, aby pokryl výkyvy obnovitelných zdrojů bez významného (a velice nákladného) rozšíření na potřebnou míru.“</blockquote>
Společnost Great River Energy nezahrnovala úložiště do svých plánů zejména kvůli nákladům a omezením prognostického softwaru.
<blockquote>„Vidíme úložiště energie jako potenciální náhradu špičkových elektráren,“ uvedl Zac Ruzycki, manažer plánování zdrojů ve společnosti Great River Energy. „I bez legislativy by došlo k tomuto přechodu,“ dodal.</blockquote>
Společnosti vlastní několik špičkových plynových elektráren, které jsou v provozu pouze několikrát v měsíci. Ne však všechny špičkové elektrárny mohou být lehce nahrazeny úložišti energie.
<h2>Případ Kalifornie</h2>
V loňském roce kalifornská společnost Pacific Gas &amp; Electric představila plány na nahrazení tří špičkových elektráren bateriovými úložišti energie. Jedno z nich je obří úložiště s výkonem 300 MW a kapacitou 1,2 GWh.
<a href="https://www.energy-storage.news/news/sunrun-solar-and-battery-systems-to-hasten-the-demise-of-oakland-power-plan?fbclid=IwAR3Rc_32xrwvotIGFm0cFwlSlJymV4nFQs7PCot8f5zjRH8RZIrr6MijIdk">V kalifornském Ouklandu bude v brzké době</a> částečně nahrazena špičková plynová elektrárna zařízeními kombinující fotovoltaiku s bateriemi, která budou tvořit virtuální elektrárnu (VPP z anglického virtual power plant). Ta bude tvořena více než 500 zařízeními, která budou instalována v domácnostech s nižšími příjmy.
Společnost East Bay Community Energy najala solárního obra Sunrun, aby instaloval do roku 2022 několik MW fotovoltaik a několik MWh baterií do domácností. Projekt je důležitý k nahrazení zhruba 40 let staré elektrárny v Ouklandu, která slouží na pokrytí špičkové poptávky v elektrizační soustavě.
<blockquote>„Odklon od stárnoucí a znečišťující elektrárny spalující fosilní paliva k energii poskytované fotovoltaikou s bateriemi zajistí, že obyvatelé západního Oaklandu budou součástí energetického přechodu,“ uvedl CEO Sunrun Lynn Jurich.</blockquote>
Zdroj úvodního obrázku: <a href="https://www.greentechmedia.com/articles/read/dueling-charts-of-the-day-peaker-plants-vs-green-power#gs.skenqx">greentehmedia..com</a>

Nahrazování špičkových elektráren úložišti energie?  V USA jsou první případy

Instalace solárních panelů společností Tesla zaznamenala mezičtvrtletní <a href="https://www.energy-storage.news/news/teslas-solar-losses-offset-by-battery-storage-as-company-installs-50000-pow">pokles o 40 %, a dosáhla tak rekordního dna.</a>  Tyto ztráty však byly vykompenzovány velkým nárůstem prodeje bateriových úložišť.
Instalace solárních panelů společností Tesla dosáhla nejnižší hodnoty, když klesla ve druhém čtvrtletí 2019 na 29 MW. Zaznamenala tedy 40% pokles oproti 47 MW, které byly instalovány v prvním čtvrtletí.
<blockquote>„Jsme ve fázi vylepšování mnoha aspektů, abychom zvýšili instalaci solárních panelů,“ uvedla Tesla ve svém reportu.</blockquote>
Naproti tomu Tesla ve svém reportu uvedla, že instalace jejich úložišť Powerwall a Powerpack vzrostly od předchozího čtvrtletí o 81 %. Celková instalovaná kapacita za Q2 byla tedy rekordních 415 MWh. Tato rekordní hodnota byla dosažena i přes kapacitní omezení v Gigafactory 1 v roce 2018 a úplnému omezení výroby stacionárních úložišť. Toto omezení mělo za úkol zajistit dostatečnou výrobu baterií pro Tesla Model 3.
Během několika posledních měsíců zvýšila společnost Panasonic výrobní kapacitu v Gigafactory 1 z 23 GWh na přibližně 28 GWh ročně. Tento 5GWh rozdíl umožnil Tesle zvýšit výrobu Modelu 3 a zároveň zajistil dostatečnou výrobní kapacitu k výrobě stacionárních bateriových úložišť.
Tesla uvedla, že PowerWall, mířený především na domácnosti, byl již instalován na více než 50 000 místech.
Díky vysokému nárůstu prodejů úložišť energie byl dosažen energetickou divizí výnos v hodnotě 368,2 miliónů dolarů (zhruba 8,4 miliard korun). Tato hodnota je o 13 % vyšší než výnosy vykázané v prvním čtvrtletí roku 2019, ale o 2 % nižší než výnosy ve druhém čtvrtletí roku 2018.

Pokles výnosů Tesly z instalace solárních panelů vykompenzovala bateriová úložiště

<a href="https://www.energy-storage.news/news/major-solar-wind-storage-project-at-queensland-gold-mine-bags-extra-funding">Australská společnost Genex Power zahájila druhé kolo k získávání financí</a> na první přečerpávací vodní elektrárnu na světě, která využívá opuštěný zlatý důl. PVE je součástí australského energetického hubu, ve kterém se nacházejí i ostatní obnovitelné zdroje energie, které jsou s přečerpávací vodní elektrárnou integrovány. 
PVE (<a href="https://arena.gov.au/assets/2017/02/kidston-pumped-storage-hydro-project.pdf" target="_blank" rel="noopener">nazývaná K2H</a>) je součástí Kidston Renewable Energy Hubu spolu s dvěma fotovoltaickými projekty o instalovaném výkonu 50 MW a 270 MW a větrnou elektrárnou o instalovaném výkonu 150 MW. Fotovoltaické elektrárny jsou podle společnosti Genex Power lokalizovány v oblasti s nejvyšší iradiací v Austrálii.
Northern Australia Infrastructure Facility (NAIF) poskytne společnosti Genex financování ve výši 426 milionů dolarů.
<blockquote>„Rozhodnutí NAIF rady k poskytnutí financí je náznak důležitosti K2-Hydro projektu pro severní Austrálii,“ uvedl James Harding, CEO společnosti Genex Power.
„Během posledních několika měsíců nabíral projekt na obrátkách a věříme, vzhledem ke stavu jednání se zapojenými akcionáři, že Genex bude schopen dosáhnout potřebných financí do 30. září 2019,“ dodal.</blockquote>
Laurie Walker, výkonný ředitel NAIF, uvedl, že Investice do projektu Kidston představuje zhruba 12 % prostředků NAIF.
<blockquote>„Úložiště energie mají významnou roli při přechodu na nízkoemisní a nízkonákladovou energetiku v budoucnu. Podpora, kterou NAIF poskytl projektu v loňském roce, vyústila ve zvýšení důvěry v projekt, což vedlo k další podpoře a k jeho posunu kupředu,“ dodal Walker.</blockquote>
<h2>Projekt K2H 
</h2>
Přečerpávací vodní elektrárna využije opuštěný zlatý důl Kidston a jeho těžební jámy Wises a Eldridge jako spodní a horní nádrž. Díky rozdílům ve výšce, které mohou těžební jámy nabídnout, a množství vody, které mohou pojmout, bude instalovaný výkon elektrárny 250 MW. Elektrárna bude bude schopna dodávat tento výkon po dobu 8 hodin.  Kapacita bude tedy 2 GWh.
Doba najetí elektrárny je menší než 30 sekund. Horní nádrž má rozlohu 0,52 kilometrů čtverečních a spodní nádrž  má rozlohu 0,54 kilometrů čtverečních. Maximální výškový rozdíl bude 218 metrů, minimální 181 metrů. Očekávaná životnost PVE je 80 let. Projekt využije dvě Francisovy turbíny z nichž každá bude mít výkon 125 MW. Kolem horní nádrže bude dále vybudována 20 metrů vysoká přehradní hráz. K2H bude představovat zhruba  15-20 % regulačního výkonu pro spolkový stát Queensland.
<iframe src="https://www.youtube.com/embed/egBJHR6xmiw" width="560" height="315" frameborder="0" allowfullscreen="allowfullscreen"></iframe>
Výkon PVE bude přenášen přes 195 kilometrů dlouhé vedení do rozvodny Mount Fox.  Napěťová hladina vedení je 275 KV.
John Grimes uvedl, že tento projekt je zejména inovativní díky kombinaci fotovoltaických a větrné elektrárny s nevyužívaným zlatým dolem, ve kterém vznikne vodní systém s uzavřeným okruhem. Tím vznikne úložiště pohotové, obnovitelné energie, která bude uskladněna po dlouhou dobu.
Zdroj úvodního obrázku: <a href="https://reneweconomy.com.au/genex-kicks-off-works-on-kidston-pumped-hydro-next-to-solar-farm-76373/">reneweconomy.com</a>

Přečerpávací vodní elektrárna využívající opuštěný zlatý důl potřebuje další finance

<a href="https://www.energy-storage.news/news/huge-battery-system-to-export-cheap-solar-from-south-australia-approved?fbclid=IwAR0gt3K1jX2d1jox9TmEmisIg3BNFhtEjbFg_440juzoADaoPhsith2Xs3E">Na konci června byl schválen solární projekt Robertstown</a> pro Jižní Austrálii o instalovaném výkonu 500 MW, který bude propojen s baterií o výkonu 250 MW s kapacitou 1 GWh. Developerem je společnost EPS Energy, která buduje v Austrálii i další projekty podobného rázu.
Projekt Roberstown bude skrze baterie participovat na australském Národním trhu s elektřinou. Přibližný počet fotovoltaických panelů je 1 700 000, budou se rozkládat na ploše o rozloze 18 kilometrů čtverečních.
Plánovaná investice je 822 milionů dolarů (zhruba 18, 7 miliard korun). Výkonný ředitel EPS Energy Steve McCall uvedl, že společnost doufá, že zajistí finance na projekt během následujících měsíců.
Robertstown přispěje k cíli australské vlády vystavět obnovitelné zdroje o výkonu 33 GW během následující let. Očekávaná životnost projektu je 30 let.
Výstavba by měla začít před koncem roku 2019 a očekávaná doba do zprovoznění projektu je 28 měsíců. Technologie, které budou využité při výstavbě projektu, nejsou ještě určeny. Společnost však uvedla, že fotovoltaické panely budou vybaveny jednoosým polohovacím systémem.
Společnost EPS Energy buduje v Jižní Austrálii <a href="https://www.epsenergy.com.au/projects">tři velké solární projekty</a> s úložištěm energie (včetně projektu Robertstown). Ani jeden projekt nebyl zatím dokončen. Celkový instalovaný výkon fotovoltaik bude dosahovat skoro 1 GW a celková kapacita úložišť bude více než 2 GWh.
Mezi výše zmíněné fotovoltaické projekty patři Bugama Solar o instalovaném výkonu 280 MW s úložištěm s parametry 140 MW/560 MWh. Tento projekt se bude rozkládat na 5,3 kilometrech čtverečních. Třetím projektem je Yoorndoo Ilga Solar o výkonu 200-400 MW a úložištěm o výkonu 100-200 MW.
Zdroj úvodního obrázku:  <a href="https://www.smart-energy.com/industry-sectors/storage/major-solar-plus-storage-project-approved-by-south-australian-government/">smart-energy.com</a>

Solární projekt s bateriovým úložištěm o kapacitě 1 GWh pro Jižní Austrálii byl schválen

<a href="https://www.energy-storage.news/news/navigant-risk-of-slower-than-expected-price-declines-for-lithium-batteries?fbclid=IwAR3stDXQ3vFHUwDKkv_wVHaWS9qgT2iDVqktVJd-mqGiIUAKma5owIB2-5I">Podle analýzy od společnosti Navigant Research</a> by cena za kWh lithium iontových baterií mohla být 76 dolarů (zhruba 1 700 korun) v roce 2030. Cena v roce 2019 se pohybuje okolo 139 dolarů (zhruba 3 130 korun) za kWh.
<blockquote>„V roce 2019 se ceny snižovaly mnohem pomalejším tempem, než bylo očekáváno po roce 2018,“ uvedl Alex Eller, vedoucí výzkumný analytik.
„Celkově jsou naše dlouhodobé předpovědi pro snižování cen li-ion baterií více konzervativní než předpovědi ostatních společností. My ale věříme, že stále existuje riziko pomalejšího snižování cen, než bylo očekáváno kvůli nedostatku hotových baterií na finálních trzích nebo nedostatku klíčových materiálů.“</blockquote>
V březnu roku 2019 uvedla společnost BloombergNEF analýzu, ve které byla předpovídaná cena v roce 2030 za kWh li-ion baterie 62 dolarů (zhruba 1400 korun). Pokud instalované množství baterií bude větší, než je očekáváno, způsobí to další tlak na snižování cen.
<h3>Integrace obnovitelných zdrojů bude vyžadovat obrovské množství úložišť energie</h3>
Společnost Navigant modelovala ceny pro bateriová úložiště energie pro přenosovou soustavu od výkonu 10 MW s kapacitou 5 MWh až po úložiště s výkonem 10 MW a kapacitou 40 MWh.
<blockquote>„Pro úložiště 10MW/40MWh se průměrná cena v roce 2019 pohybuje okolo 15,8 milionů dolarů. Předpoklad je, že cena v roce 2028 bude za stejné úložiště 9,8 milionů dolarů,“ uvedla společnost Navigant.</blockquote>
Společnost IDTechX vydala studii „Baterie pro stacionární úložiště energie 2019-2029“, která se zaměřuje na země vedoucí v současné době trh s bateriovými úložišti a predikuje trhy, které budou lídry v horizontu 10 let.
Podle IDTechX byla v roce 2018 vystavěna bateriová úložiště s kapacitou 6,2 GWh. Rok 2018 byl tak nazván „pozoruhodným rokem“ pro tuto technologii. Lídrem ve výstavbě stacionárních bateriových úložišť je již po několik let USA, a to zejména díky politickým nástrojům.
Čína i Jižní Korea vystavěly v roce 2018 úložiště s kapacitou převyšující 1 GWh. S takovýmto velkým rozvojem byly samozřejmě spojené i problémy. Kvůli vysoké poptávce v Jižní Koreji výrobci zanedbali kvalitu a několik desítek veřejných bateriových systémů vzplanulo.
Zdroj úvodního obrázku: insideclimatenews.com

Navigant Research: Cena li-ion baterií bude nadále klesat pomalejším tempem

Přehrada Kariba zadržovala během posledních 60 let vodu jedné z největších řek v Africe a spolehlivě vyráběla elektrickou energii pro státy Zambii a Zimbabwe. Vlivem sucha v tomto regionu se však průtok řekou snížil na třetinovou hodnotu z předešlého roku. Společnosti se na druhou stranu potýkají i s nárůstem investic do vodních přehrad za účelem zvýšení odolnosti proti silným dešťům.
<a href="https://www.renewableenergyworld.com/articles/2019/06/too-much-water-or-too-little-hydropower-fights-wild-weather.html?fbclid=IwAR2cLeH8CtQKO7CS2TW6MWthHHWlTU7Fs568b5s23_0gu8SX45iTHTDsA_U">Minulý měsíc začala státní společnost ZESCO, která provozuje elektrárnu na řece Zambezi, snižovat výrobu, což způsobuje denní výpadky a zanechává tak více než 17 miliónů lidí bez elektřiny.</a>
<blockquote>„Vodní elektrárna Kariba je absolutně nezbytná pro tento region,“ uvedl energetický poradce Randall Spalding-Fecher, který se zabývá tím, jak změna klimatu ovlivní výrobu vodních elektráren na řece Zambezi.</blockquote>
Státy Zimbabwe a Zambie plánují další výstavbu elektrárny na řece Zambezi kvůli nedostatku elektrické energie. Tento měsíc uzavřely smlouvu se společnostmi General Electric a Power Construction Corp. of China, aby vybudovaly projekt za 4 miliardy dolarů (zhruba 90 miliard korun).
Řeka Zambezi mezitím dosáhla nejhoršího stavu za posledního půl století. Pokud bude pokles hladiny vody v řece pokračovat, bude výroba elektrické energie v září zcela pozastavena.
Okolo světa způsobuje změna klimatu snižování spolehlivosti vodních elektráren. V Brazílii rekordní sucha zapříčinily v roce 2015 výpadky v dodávkách elektřiny. V Kalifornii se výroba elektrické energie z vodních elektráren rok od roku velice liší. Ve Španělsku měla společnost Iberdrola v roce 2016 rekordní výrobu z vodních elektráren a následující rok zaznamenala pokles o 57 %.
<h2>Problém opačného rázu</h2>
Sucha jsou pouze polovinou problému. Kalifornie zažila v roce 2017 jednu z nejvlhčích zim a silné deště způsobily zvýšenou hladinu jezera, které zásobuje vodní elektrárnu Oroville. Došlo ke zvýšení tlaku, který poškodil přeliv hráze a situace vedla k evakuaci 200 tisíc lidí. Podobné situace nutí společnosti, aby investovaly vysoké částky do přehradních hrází.
Největší norský výrobce elektřiny Statkraft více než zdvojnásobil výdaje na přehradní hráze během posledního desetiletí, aby byly schopné vydržet silné deště. Plánované výdaje na údržbu a vylepšení hrází do roku 2025 dosahují 176 miliónů dolarů (zhruba 3,9 miliard korun).
Společnost BloombergNEF ve své předpovědi uvádí, že podíl výroby energie z vodních zdrojů klesne v celosvětovém energetickém mixu z 16 % v tomto roce a na 12 % v roce 2050. Bude však hrát důležitou roli pro rostoucí trend výroby energie z obnovitelných zdrojů.
Výkyvy výroby elektřiny z vodních zdrojů podnítily německou společnost Aquila Capital k vytvoření nejméně dvou nezávislých studií před investováním do dalších vodních zdrojů.
<blockquote>„Jsme si jisti, že i když se obchodní model během následujících 20 let změní, bude to stále výnosné odvětví,“ uvedl vedoucí investic do vodních elektráren Tor Syverud.</blockquote>
V regionech, které velmi závisí na výrobě elektřiny z vodních zdrojů, mají ceny tendenci stoupat během suchých období. Takže i když elektrárny vyrobí méně elektřiny, zvýšená cena vynahradí menší prodaný objem. Tento vztah umožnil společnosti Aquila, aby v minulém roce dosáhla na jedné ze svých norských elektráren největšího zisku během suchého léta.
Zdroj úvodní fotografie: <a href="https://constructionreviewonline.com/2018/05/angola-takes-lead-in-hydropower-plant-capacity/">construtionreviewonline.com</a>