Atómové rieky – doplnenie.

Minulý článok bol zrejme aktuálny a mal zaujímavú odozvu. Od viacero čitateľov som dostal odporúčanie (či prosbu) o doplnenia niektorých informácií a prípadné porovnanie prietočného chladenia JE oproti vežovému systému. Bolo to nielen cez platformu blogov na SME.SK. Niektoré z názorov boli inšpirujúce aj pre mňa samého a preto im rád vyhoviem.

Poďme si to spoločne rozobrať na tri časti:

(1) porovnanie nákladov na výstavbu a prevádzku,

(2) historické prípady núteného obmedzovania výkonu kvôli teplote riek, a

(3) čo z toho vyplýva pre návratnosť investície.

1. Náklady: chladiace veže oproti prietočnému (once-through) chladeniu

Investičné náklady (CAPEX)

• Podľa štúdie amerického ministerstva energetiky (DoE) z roku 2009 je systém s recirkulačnými chladiacimi vežami približne o 40% drahší ako priamy, prietočný systém chladenia. 

• Ak by sme išli ešte ďalej, až k tzv. suchému chladeniu (bez vody, na princípe auto-chladiča), náklady sú ešte vyššie – stavba suchého chladiaceho systému pre 500 MW blok môže byť až päťkrát drahšia než mokrá chladiaca veža. 

• Retrofit (dodatočná inštalácia veží k existujúcemu prietočnému bloku) je typicky drahší než keby sa veže projektovali od začiatku – závisí silno od miesta (dostupnosť pozemku, trasovanie potrubia).

Prevádzkové a údržbové náklady (OPEX)

• Bežné pravidlo (rule of thumb) v odvetví: ročné náklady na prevádzku a údržbu sú odhadované na cca 1 % kapitálových nákladov systému. 

• Chladiace veže si totiž vyžadujú vyšší čerpací výkon – o cca 5 kW dodatočného príkonu na MW inštalovaného výkonu oproti prietočnému systému (voda sa musí vytlačiť čerpadlom až do výšky cca 12–15 m). 

• V porovnaní s prietočným chladením znižujú chladiace veže celkovú účinnosť elektrárne o 2 – 5 % –  čo je vlastne trvalá "daň" počas celej životnosti reaktorového bloku, a nie sú to len jednorazové finančné náklady. 

• Spotreba (odparovanie) vody je pri vežiach oveľa vyššia – až 1,8 – 3 l/kWh vyparenej vody oproti menej než 0,4 l/kWh pri prietočnom systéme, čo môže byť problém v suchších oblastiach alebo pri nízkych prietokoch rieky. 

Teda z čisto ekonomického pohľadu, ak by bola jediným kritériom cena, takmer všetky JE by mali prietočné chladenie – je to lacnejšie na stavbu, lacnejšie na prevádzku a efektívnejšie. Chladiace veže sa stavajú prakticky vždy len vtedy, keď to vynucuje nedostatok vody v danom vodnom toku, alebo environmentálna legislatíva (napr. americký Clean Water Act), a nie z dôvodu, že by boli ekonomicky výhodnejšie. 

2. Historické prípady núteného obmedzovania výkonu

O tom som už písal v predchádzajúcom článku, ale malé doplnenie a krátke zopakovanie. Hneď na začiatku zopakujem dôležitú nuansu! Nie je to iba tvrdenie nás energetikov, ale napríklad aj podľa nedávnej analýzy (Forbes, júl 2026) celkovo je strata výkonu z dôvodu horúčav historicky menej než 1,5 % ročnej produkcie a nejde tu o bezpečnostné obmedzenie, ale o environmentálnu reguláciu (ochrana vodných ekosystémov pred tepelným znečistením), a vôbec nie o nejakú technickú neschopnosť chladiť bezpečne reaktor. 

V Európe sa to týka najmä Francúzska, kde je vysoký podiel riečne chladených reaktorových blokov (32 z 58 reaktorov používa veže s doplňovaním vody z riek, 26 reaktorov používa prietočné chladenie z mora alebo veľkých riek).

• V roku 2003 spôsobila extrémna vlna horúčav vo Francúzsku odstávky resp. zníženia výkonu s celkovou stratou 5,5 TWh za rok. Toto bol pre nich impulz na masívne investície. 

• Po roku 2003 EDF nainštalovalo na vybraných lokalitách dodatočnú kapacitu chladiacich veží, zaviedlo lepšie plánovanie odstávok mimo letnej špičky a iné adaptačné opatrenia. 

•  Vďaka týmto opatreniam klesla u nich strata výkonu z dôvodu horúčav v roku 2022 na len 0,5 TWh, čo predstavuje pokles oproti roku 2003o cca 91 %. 

• Vo Fínsku na JE Loviisa (2× VVER 448 MWe, morské chladenie) si v roku 2013 postavili dve chladiace veže pre systém odvodu zbytkového tepla, aby fungovala aj pri vysokej teplote morskej vody. 

• Teraz v posledných rokoch 2022–2026 (opakujúce sa vlny horúčav) bolo viacero prípadov keď napr. v staršom prípade klesol výkon o 5,2 GW / 8 % francúzskej jadrovej kapacity pri súbežnom odstavení nemeckého bloku Grohnde na rieke Weser. 

• Cez leto 2025 malo až 17 z 18 francúzskych JE obmedzený výkon, keďže chladiaca voda z prehriatych riek už nezvládala udržať bloky v bezpečných limitoch. 

• V súčasnom lete 2026 sú opakované vlny horúčav: 13. júna 2026 Francúzsko znížilo výkon o 6,3 GW naprieč až u ôsmych reaktoroch (Saint-Alban, Bugey, Golfech, Blayais), a neskôr v júni sa exportný prebytok znížil z 11-12 GW na menej ako 3 GW počas najhorúcejších dní. 

3. Čo sa oplatí viac a aká je návratnosť?

Bohužiaľ, tu treba byť úprimný – presné, verejne overené číslo návratnosti (počet rokov) sa v bežne dostupných zdrojoch nedá nájsť (aspoň sa to teda doteraz mne nepodarilo). Ale, vlastne je to aj pochopiteľné - ide o rozhodnutie závislé od konkrétnej lokality (prietok rieky, frekvencia horúčav, cena elektriny v danom trhu, regulačné prostredie).

Napriek tomu sa však dá odvodiť rámcová logika:

• Strata z tzv. "curtailmentu" je zvyčajne malá (rádovo desatiny až nízke jednotky % ročnej produkcie aj v extrémnych rokoch) , a pri väčšine existujúcich prietočných blokov sa doteraz neoplatilo retrofitovať to chladiacimi vežami, pretože strata príjmov z pár dní/týždňov v lete bola nižšia než 40%+ CAPEX prirážka plus trvalá 2-5% strata účinnosti a vyššie prevádzkové a údržbárske náklady po celú zvyšnú životnosť bloku (často 20-40 rokov). Technická poznámka: Tzv. “Curtailment” je zámerné (vynútené) obmedzenie alebo zníženie výroby elektrickej energie (napr. z obnoviteľných zdrojov, ako sú solárne a veterné parky, alebo environmentálnych noriem) pod jej reálny potenciál. Používa sa na udržanie stability a rovnováhy v elektrizačnej sústave. 

• Po roku 2003 sa ale napríklad francúzska spoločnosť EDF rozhodla čiastočne investovať do dodatočných veží na vybraných (nie všetkých) lokalitách – čo naznačuje, že tam, kde frekvencia a závažnosť problému prekročila istý prah, sa investícia ekonomicky ospravedlnila. Zníženie strát o 91% do roku 2022 to potvrdzuje ako úspešnú investíciu. 

• Kľúčový faktor vlastne mení zmena klimatických podmienok – s pribúdajúcimi a intenzívnejšími vlnami horúčav (2025, 2026 sú nielen rekordné ale aj opakujúce sa) sa ekonomika JE posúva v prospech chladiacich veží, pretože frekvencia strát rastie a s ňou aj hodnota "poistky" v podobe chladiacej veže pre blok.

• Jeden novinový článok dokonca (ale nie je to recenzovaný zdroj, takže to treba brať s rezervou uverejnený na Franceeconomicdaily) odhaduje náklady na retrofit na uzavretý chladiaci okruh alebo suché chladenie v ráde až desiatok miliárd eur na blok – toto číslo mi však príde podozrivo vysoké (pravdepodobne ide o odhad za celú flotilu alebo novostavbu, nie retrofit jedného bloku) a neviem ho overiť voči serióznemu zdroju, takže to uvádzam iba ako kurióznu perličku.

Z dostupných dát to teda vyzerá, že historicky (do cca 2020) bolo pre väčšinu riečnych JE finančne výhodnejšie zniesť príležitostné letné obmedzenia výkonu, než investovať plošne do chladiacich veží – práve preto väčšina francúzskych riečnych blokov dodnes vežami nedisponuje.

Tam, kde EDF chladiacu vežu pre reaktorový blok postavilo, sa to zjavne oplatilo (91% redukcia strát).

So zhoršujúcou sa klímou sa prah, pri ktorom sa retrofit oplatí, posúva smerom k väčšiemu počtu lokalít, ale presné "za koľko rokov sa to vráti" číslo, ktoré by som vám mohol dôveryhodne uviesť ako všeobecne platné, v literatúre resp. aj cez iné OSINT zdroje chýba – ide skôr o prípad od prípadu.

Ale môžeme sa prípadne konkrétne spoločne pozrieť na krajinu, "kde je to najhorúcejšie" - teda Francúzsko, na tri rôzne, špecificky vybraté nielen lokality, ale aj rôzne chladené JE, ktoré JE Bugey, JE Tricastin a JE Golfech. Musím však poznamenať, že to bude iba ilustratívny (nie oficiálny) finančný model – s jasne označenými predpokladmi, lebo presné dáta na úrovni jednotlivej elektrárne (koľko presne hodín/GWh sa stratilo v ktorom roku) verejne zverejnené nie sú.

Fakty o troch lokalitách:

JE Bugey (rieka Rhône, pri Saint-Vulbas): 4 aktívne prevádzkované reaktorové bloky, celkový inštalovaný výkon 3 580 MW (dva bloky po 910 MW, dva po 880 MW). Zaujímavé je, že JE má zmiešaný systém. Reaktorové bloky 2 a 3 používajú priame prietočné chladenie priamo z Rhôny, zatiaľ čo reaktorové bloky 4 a 5 majú chladiace veže. Takže Bugey je pre nás vlastne živý experiment "oboje na jednom mieste". To bol aj dôvod, prečo som ju vybral.

JE Tricastin (kanál Donzère-Mondragon, odklonený z Rhôny): 4 bloky po 915 MW, celkovo 3 660 MW. Všetky 4 reaktorové bloky používajú prietočné chladenie z kanála – žiadne veže na samotných reaktoroch nemá (susedný obohacovací závod Eurodif kedysi veže mal, ale tie sa kvôli zmene technológie obohacovania rušia/demolujú, a netýka sa to prevádzkovaných reaktorov). 

JE Golfech (rieka Garonne): 2 bloky po 1 310 MW, celkovo 2 726 MW netto, s dvomi 178,5-metrovými prirodzeno-ťahovými chladiacimi vežami v uzavretom okruhu – voda sa z rieky odoberá len na dopĺňanie odparu, a nie je vracaná späť do rieky.  Prosím tu o pozornosť – lebo tá posledná veta je dôležitý bod. JE Golfech už totiž chladiacu vežu má – a napriek tomu bol v lete 2026 opakovane úplne odstavovaný (spolu s Bugey a inými). To by znamenalo, že veža sama osebe problém nerieši úplne na sto percent – ak je limitujúcim faktorom nízky prietok rieky (nie len teplota vypúšťanej vody), obmedzenie odberu vody na doplnenie odparu môže nastať aj s vežou.

Práve preto sa oplatí rozlišovať dva rôzne problémy:

(a) teplota vypúšťanej vody (rieši chladiaca veža),

(b) nedostatočný prietok/objem vody na odber (chladiaca veža to nerieši úplne, len zmierňuje potrebný objem).

Odhad nákladov na retrofit (Bugey 2&3, Tricastin)

Dajú sa tu použiť referenčné dáta zo staršej, ale podrobnej štúdie jedného z najlepších energetických inštitútov vo svete – EPRI.

EPRI vydal v roku 2002 štúdiu “Cooling System Retrofit Cost Analysis”, ktorá dokumentuje skutočné náklady retrofitu veží pri niekoľkých amerických jadrových blokoch, a to môžeme aplikovať. Ako príklad:

 Po prepočte na dnešné ceny (~2,3–2,6× inflácia stavebných nákladov od 1990/1995) to vychádza rádovo na ~250–650 USD/kW v cenách roku 2026, pričom štúdia sama upozorňuje, že skutočná cena je extrémne miestne-špecifická ("easy" ~125 $/gpm, "average" ~200 $/gpm, "difficult" 250-900 $/gpm cirkulačného prietoku) a nedá sa spoľahlivo odhadnúť len z veľkosti bloku. Ak to aplikujeme na naše dva prietočné prípady (konzervatívne berme stred rozpätia, cca 200-500 €/kW, keďže ide o veľké, staršie a husto zastavané lokality = skôr "average" až "difficult" kategória):

• JE Bugey, bloky 2+3 (1 820 MW): CAPEX retrofit ≈ 0,36 – 0,9 mld. €

• JE Tricastin, všetky 4 bloky (3 660 MW): CAPEX retrofit ≈ 0,7 – 1,8 mld. €

Odhad ušetrenej straty (benefit strana)

Bohužiaľ opäť musím priznať, že aj tu narážame na limit dát – EDF/RTE totiž verejne nezverejňujú rozpad strát podľa jednotlivej elektrárne za dlhší rad rokov, ale len súhrnné čísla za celú flotilu (napr. 5,5 TWh v 2003 → 0,5 TWh v 2022 za celú riečnu flotilu). Preto urobíme (vedome, hrubý odhad a s otvorene priznanou neistotou):

• V "zlom" roku (2003, 2022, 2025, 2026) sa pri jednotlivom 2-blokovom alebo 4-blokovom komplexe strata pohybuje rádovo v jednotkách % ročnej produkcie (celo-francúzsky priemer bol pod 1,5 % podľa Forbes/Montgomery už spomenutého zdroja).

• Pri JE Bugey 2&3 (kombinovaná ročná produkcia pri ~85% kapacitnom faktore ≈ 13,5 TWh/rok), 1,5% strata v zlom roku = ~200 GWh.

• Cenový rozdiel počas špičky horúčav bol výrazný (napr. denné ceny nad 300 €/MWh, teda cez 2× normál) – použime ilustratívny rozdiel – teda ~150-200 €/MWh oproti bežnej marginálnej cene.

• To dáva stratu v zlom roku rádovo 30-40 mil. €. Lenže takéto extrémne roky prichádzajú možno raz za 5-10 rokov, takže dlhodobý ročný priemer je citeľne nižší – odhadnime rádovo 5-15 mil. €/rok pre JE Bugey 2&3, podobne 10-20 mil. €/rok pre JE Tricastin (väčší inštalovaný výkon).

Návratnosť – ilustratívny výsledok

Toto rozpätie je zámerne široké – úprimne, ide tu o hrubý výpočet z verejne dostupných analógových dát, nie o auditovanú štúdiu EDF. Ale aj pri najoptimistickejších predpokladoch (nízky CAPEX + vysoký benefit) vychádza návratnosť niekoľko desiatok rokov – teda dlhšie, než koľko zvyšnej prevádzkovej životnosti majú tieto 40-45 ročné reaktorové bloky ešte pred sebou (plánované predĺženie na 50-60 rokov by to ešte mohlo zmeniť, ale len čiastočne). Takže toto číselne potvrdzuje, prečo spoločnosť EDF doteraz vežami neretrofitovala JE Bugey 2&3 ani JE Tricastin napriek opakujúcim sa letným odstávkam – čisto z hľadiska "ušetrenej straty verzus investícia" by sa to pravdepodobne dlho neoplatilo. Samozrejme, že zlom môže nastať, ale len ak sa frekvencia a intenzita vĺn horúčav (ako vidíme teraz - 2025-2026) zvýši natoľko, že sa ročný priemerný benefit výrazne priblíži k hornej hranici nášho odhadu, alebo ak jadrový resp. environmentálny dozor sprísni limity natoľko, že odstávky budú oveľa dlhšie/časté než doteraz.

Priznám sa že som nebol z výsledkov nadšený, a pokúsil som sa nájsť aktuálnejšie a presnejšie dáta priamo od RTE alebo EDF (cez ich výročné správy alebo dátové portály), ktoré by mohli obsahovať rozpad strát podľa lokality.

Technická poznámka: RTE je “Réseau de Transport d'Électricité”, teda prevádzkovateľ prenosovej sústavy a správca francúzskej elektrickej prenosovej siete, analógia slovenskej spoločnosti Slovenskej elektrizačnej a prenosovej spoločnosti SEPS.

A mal som šťastie… Sú tam oveľa lepšie a čerstvejšie dáta, oplatilo sa hľadať ďalej. A navyše sa zopár vecí dokonca ukázalo inak, než som odhadoval predtým, takže to spoločne opravíme…

Kľúčové nové zistenie - Presne tieto tri lokality sú "vinníkmi" väčšiny strát

Podľa RTE (Bilan électrique 2023) a SFEN je až 90 % všetkých strát produkcie spôsobených klimatickými podmienkami za posledných 14 rokov sústredených len na hŕstku z 18 francúzskych jadrových lokalít – a to konkrétne JE Saint-Alban, JE Tricastin, JE Bugey, JE Blayais, JE Golfech a JE Chooz. Takže JE Bugey, JE Tricastin a aj JE Golfech sú doslova presne tie tri (zo šiestich) lokality, ktoré sú za problémom zodpovedné najviac – “mal som dobrý nos na analýzu”.

Aktualizované celoštátne čísla (presnejšie než predchádzajúce odhady)

• 2003 bol rekordný rok, keď bola strata až 5,5 TWh jadrovej produkcie kvôli teplu (iné zdroje uvádzajú ~6 TWh, ~1,4 % ročnej produkcie celej flotily). 

• Od zmeny regulácie v roku 2006 (zavedenie výnimočných dočasných úľav na limity teploty vypúšťanej vody) klesla priemerná ročná strata na len 0,3 % ročnej jadrovej produkcie, čo je približne 1,2 TWh/rok za celú flotilu. 

• Z výhľadu do budúcna odhaduje RTE, že do roku 2050 by strata mohla vzrásť až na 1,5 % ročnej produkcie kvôli otepľovaniu klímy – teda 4-5× viac než dnešný priemer. 

• V najnovšom prípade - Júl 2026, pri odstavení troch blokov (JE Golfech, JE Bugey, JE Chooz) a zníženom výkone ďalších ôsmich klesla produkcia o cca 10 000 MW, čo za 24 hodín predstavovalo stratu 120 000 – 150 000 MWh. To je pre nás užitočné konkrétne číslo na škálovanie – jeden "zlý deň" pri celoplošnom obmedzení = 120-150 GWh. 

Tiež dôležitá korekcia k JE Golfech. Musím opraviť niečo, čo som predtým zjednodušil – JE Golfech totiž nemá úplne uzavretý okruh – disponuje síce chladiacimi vežami, ale svoju odpadovú vodu stále vypúšťa do Garonny, takže aj napriek veži podlieha limitom na teplotu vypúšťanej vody. Vysvetľuje to aj, prečo je JE Golfech opakovane najviac postihnutý zo všetkých troch – Rhône preteká priemerne 1 700 m³/s, zatiaľ čo Garonna pri Golfechu len 630 m³/s, takže JE Bugey má oveľa väčšiu "riedivú" kapacitu rieky a preto ľahšie dostáva výnimky od regulátora, kým Golfech nie.  A tiež ďalší zaujímavý, povedal by som neočakávaný detail - limity na oteplenie vody sa výrazne líšia lokalita od lokality – na rieke Loire (JE Dampierre, JE Belleville, JE Chinon) sa toleruje len ~1 °C nárast, kým v JE Tricastine až 6 °C. JE Tricastin má teda relatívne benevolentný limit, čo by malo znamenať menej časté obmedzenia z titulu teploty (problém tam je skôr nízky prietok/hladina kanála pri suchu). 

Takže ešte raz prepočítaný odhad návratnosti (už s lepšími vstupmi)

Ak vezmeme 1,2 TWh/rok priemernej celoštátnej straty, z čoho ~90 % pripadá na 6 lokalít → ~1,08 TWh/rok rozdelených medzi 6 miest. JE Bugey a JE Tricastin sú veľké 4-blokové komplexy s vyšším podielom inštalovaného výkonu než priemer zo šestice, takže im pravdepodobne pripadá nadpriemerný podiel – odhadujem rádovo 150 – 300 GWh/rok priemernej straty na lokalitu v "normálnom" roku, s výnimočnými rokmi (2003, 2026-typ) na úrovni 500 – 900 GWh/rok.

Pri ocenení ~80-120 €/MWh (vážený priemer bežných cien a špičkových cien počas horúčav) to dáva:

Ako vidíme, rozpätie sa nám mierne posunulo k optimistickejšej strane oproti môjmu prvému odhadu (vďaka presnejším vstupným dátam), ale záver ostáva rovnaký.

Znamená to teda, že pri dnešnej frekvencii/intenzite horúčav sa čistá "obrana proti stratám" cez retrofit pravdepodobne neoplatí v horizonte zvyšnej životnosti blokov.

Zaujímavé ale je, že ak sa naplní RTE-in scenár (1,5 % strata do roku 2050, teda ~5× dnešný priemer), benefit by sa úmerne zvýšil na rádovo 75-150 mil. €/rok na lokalitu – vtedy by sa dolná hranica návratnosti dostala na ~5-12 rokov, čo by retrofit jednoznačne ospravedlnilo. Inými slovami - ekonomika JE sa mení s klímou – čím častejšie a intenzívnejšie horúčavy, tým skôr sa veže oplatia, a podľa RTE vlastných projekcií by sa tento zlomový bod mohol priblížiť práve v horizonte 2035-2050, teda počas plánovaného predĺženého životného cyklu týchto blokov (60 rokov).

Ako by to asi vyzeralo, keby sme to zjednodušili a prepočítali na percenta?Čitatelia budú asi prekvapení, pretože práve v tomto zjednodušení sa ukáže dôležitý, trochu prekvapivý bod, ktorý sa nám doteraz v číslach zahmlieval.

Náklady veže vs. prietok – v percentách

Strata z núteného obmedzenia pri prietočnom chladení – v percentách

Kľúčové porovnanie – a tu je ten dôležitý bod

·      Chladiaca veža stojí trvalú daň -2 až -5 % výkonu KAŽDÝ ROK, bez ohľadu na počasie (lebo fyzika chladenia cez vežu je jednoducho menej efektívna než priama rieka).

·      Prietočné chladenie stráca výkon len počas pár horúcich dní/týždňov v roku – a to je dnes v priemere len -0,3 % ročne (aj na najhorších lokalitách pravdepodobne pod -2 %).

Inak povedané – chladiaca veža "stojí" viac výkonu, než koľko dnes reálne stráca prietočné chladenie kvôli horúčavám.  A práve preto sa to (zatiaľ) neoplatí – trvalá strata z veže prevyšuje dnešnú príležitostnú stratu z odstávok.

Takže odpoveď na našu spoločnú otázku “čo je dlhodobo výhodnejšie?”

Prietočné chladenie ostáva dlhodobo lacnejšie a výhodnejšie – pre väčšinu lokalít, za dnešných klimatických podmienok.  Rozdiel v prospech prietočného chladenia je rádovo: (2 až 5 %) − (0,3 až ~2 %) ≈ stále o cca 1-4 percentuálne body výkonu v prospech prietočného chladenia, ročne, navyše k nižšiemu CAPEX.

Kedy by sa to otočilo? 

Až vtedy, keď by ročná strata z odstávok prekročila trvalú daň veže (teda >2-5 % ročne). Podľa vlastnej projekcie RTE by sa celoštátny priemer mal do roku 2050 vyšplhať na ~1,5 % – čo je stále pod prahom, kde by sa veža oplatila, pre priemernú lokalitu. Ale na najextrémnejších lokalitách (JE Golfech na Garonne s nízkym prietokom) by lokálna strata mohla byť násobne vyššia než celoštátny priemer už dnes aj v budúcnosti – tam je zlomový bod bližšie, možno dokonca prekročený už teraz v najhorších rokoch. Takže zhrňme to jednou vetou -  Prietočné chladenie je a zostáva (aspoň do polovice storočia, podľa dnešných klimatických projekcií) o približne 1 až 4 percentuálne body výkonu ročne + 40-100 % nižšie CAPEX výhodnejšie ako veže – s výnimkou pár najviac vodou-obmedzených lokalít, kde sa táto kalkulácia môže už teraz alebo čoskoro obrátiť.

No dobre, to bola ekonomika, ale kde je stabilita siete a bezpečnosť dodávok elektrickej energie?

Áno, doteraz sme počítali len s priemernou trhovou cenou elektriny, čo ale vlastne skutočnú hodnotu spoľahlivosti podceňuje. Ako to teda je? Prečo by mala byť "priemerná cena" zlá metrika pre bezpečnosť dodávok? Náš predchádzajúci spoločný výpočet používal bežný rozsah cien (~80-120 €/MWh v priemere aj so špičkami). Ale kritický detail je kedy presne nastáva výpadok:

• Horúčavy = presne ten moment, keď je dopyt najvyšší (klimatizácie) a iné zdroje sú tiež oslabené (nízka hladina vody = menej vody, vysoká teplota = nižšia účinnosť solárnych panelov a plynových turbín, nízky vietor typický pre anticyklóny počas vĺn horúčav).

• Toto je presne definícia tzv. korelovaného rizika – teda keď výpadok nenastáva náhodne, ale práve vtedy, keď ho systém najmenej unesie.

• V takýchto chvíľach cena elektriny nie je len "vyššia" – pri skutočnom nedostatku kapacity môže vystreliť na hodnoty rádovo 1 000-10 000+ €/MWh (tzv. Value of Lost Load, VOLL, používaná regulátormi na oceňovanie výpadkov), nie len na 300 €/MWh, ako to môžeme vidieť v súčasných článkoch (2026).

Ak by sme teda namiesto priemernej trhovej ceny ocenili tie isté GWh stratené počas horúčavy touto hodnotou spoľahlivosti (VOLL) namiesto priemerného rozsahu cien, benefit chladiacej veže sa môže zväčšiť rádovo 10-50× oproti nášmu pôvodnému  predchádzajúcemu odhadu.

A to by presunulo ekonomickú návratnosť z "desiatok rokov" na "jednotky až nízke desiatky rokov" – teda jasne v prospech chladiacej veže. Takže áno – ale s výhradou!

Z hľadiska bezpečnosti dodávok (nie čistej nákladovej efektívnosti jednej jadrovej elektrárne) je odpoveď: áno, chladiace veže sú pravdepodobne výhodnejšie, pretože:

1. Odstraňujú presne ten typ výpadku, ktorý koreluje s najvyšším systémovým rizikom (horúčava = vysoký dopyt + oslabené iné zdroje súčasne).

2. Dávajú predvídateľnosť – prevádzkovateľ siete (napr. RTE, či SEPS) môže s kapacitou počítať vopred, namiesto ad-hoc odstávok v najhorší možný moment.

Ale opať tri dôležité výhrady:

1. Chladiaca veža tiež nie je všemohúci zázrak – ako sme videli pri JE Golfech, aj s chladiacou vežou môže limitujúcim faktorom ostať nízky prietok rieky na doplnenie vody, takže problém sa zmierni, ale nie vždy úplne odstráni.

2. Navyše nie je to jediný spôsob, ako spoľahlivosť kúpiť – rovnaký (alebo lacnejší) efekt sa dá dosiahnuť aj cez posilnenie cezhraničných prepojení, plynové špičkové zdroje, batériové úložiská, dopytovú flexibilitu (demand response) alebo diverzifikáciu mixu. Otázka znie, že či je chladiaca veža ten najlacnejší spôsob, ako kúpiť "1 GW spoľahlivosti navyše počas horúčav", alebo existuje lacnejšia alternatíva? To už vyžaduje porovnanie s inými nástrojmi, nielen s prietočným chladením tej istej elektrárne. Ale zase aj platí to staré – “Čo je doma – to sa počíta!”

3. Takže v skutočnosti je to do veľkej miery otázka hodnotového rozhodnutia, nie čisto technická – koľko je tá ktorá elektrárenská spoločnosť/štátny regulátor ochotný zaplatiť za "poistku" proti vzácnemu, ale drahému výpadku, je to. Vlastne politicko-ekonomické rozhodnutie (podobné logike kapacitných trhov), nie objektívny fakt vyplývajúci len z fyziky chladenia.

Ak by sme teda posunuli kritérium z "najlacnejšia elektrina v priemere" na "najspoľahlivejšia dodávka v najkritickejších momentoch", tak áno – chladiace veže (aspoň na lokalitách s najnižším prietokom, ako JE Golfech) pravdepodobne vychádzajú výhodnejšie, a to je pravdepodobne aj skutočný (nevyslovený) dôvod, prečo EDF veže na niektorých lokalitách postavilo napriek tomu, že z čisto nákladového pohľadu to vychádza na hrane.

A čo Slovensko?

V posledných dňoch sme svedkami širokého chválenia sa (čestne priznám, že čiastočne aj v mojom článku), že “akí sme my Slováci frajeri, ako to máme výborne všetko zabezpečené”… Trošku s prižmúrenými očami by sa teda mohlo zdať aj to, že akí boli tí československí projektanti našich jadrových elektrární “machri”, keď už pred rokmi urobili takú skvelú prácu, nie? Áno – československí (a neskôr slovenskí) projektanti urobili v tomto ohľade skvelú prácu. Vyššie investičné náklady na chladiace veže sa ukázali ako rozumná poistka proti budúcim klimatickým a hydrologickým rizikám. Dnes to vidíme veľmi konkrétne na rozdiele medzi Paksom a slovenskými elektrárňami. Bolo to jedno z rozhodnutí, ktoré sa o 40–50 rokov ukázalo ako strategicky správne. Veď fakticky JE majú dnes (a dokonca aj tá úplne samá prvá JE A-1 mala) chladiace veže. Áno, výsledok je reálny a aktuálne potvrdený! Dá sa s tým súhlasiť, ale s dôležitým "ale"….

Poďme sa na to ale pozrieť triezvo, lebo si zaslúži nuansu, nie len potvrdenie.

To nie je len teória – podľa Slovenských elektrární majú Mochovce aj Jaslovské Bohunice vďaka chladiacim vežiam minimálnu závislosť od vonkajšej teploty a prietoku riek, čo im umožňuje spoľahlivú prevádzku aj počas vĺn horúčav – a to práve teraz, v lete 2026, keď Maďarsko (Paks na Dunaji, čisto prietočné chladenie) muselo znižovať výkon kvôli rekordne nízkej hladine rieky (mínus 106 cm, historické minimum) a Rumunsko preventívne odstavilo blok kvôli nízkej hladine Dunaja. Slovensko teda reálne, práve teraz, profituje z tejto architektúry. 

Ale – prečo to naozaj postavili s chladiacimi vežami?

Tu treba byť úprimný, nemyslím si, že to bola prezieravosť ohľadom budúcej klimatickej zmeny a energetickej bezpečnosti o 50 rokov – v 70. rokoch to nebolo bežné kritérium projektovania. Bol to skôr hydrologický, fyzikálny fakt bez alternatívy:

• Prietočne chladený blok s výkonom 1 600 MW potrebuje okolo 90 m³/s vody; ten istý blok s vežami vystačí s približne 2 m³/s – teda cca 45× menej. 

• Váh aj Hron sú pri svojich ústiach rádovo v desiatkach až nízkych stovkách m³/s priemerného prietoku – teda hlboko pod tým, čo by prietočné chladenie veľkého bloku vyžadovalo. Napríklad pre porovnanie - Rhône pri JE Bugey má priemerne 1 700 m³/s, teda rádovo desaťkrát viac ako Váh či Hron.

• Dokonca aj Dunaj (ktorý používa JE Paks), hoci má vyšší prietok, sa ukázal ako nedostatočný v extrémnom suchu 2026.

Takže realisticky – vtedajší projektanti nemali na výber. Na malých vnútrozemských riekach ako Váh a Hron jednoducho nebolo možné postaviť veľký jadrový blok s prietočným chladením – chladiace veže neboli "tá lepšia voľba spomedzi dvoch reálnych možností", ale bola to vlastne jediná fyzikálne realizovateľná možnosť. A to isté platí pre väčšinu vnútrozemských jadrových elektrární v Európe (napr. nemecké vnútrozemské bloky) – kým francúzske, britské, či pobrežné/veľko riečne elektrárne (Rhône, more) si mohli dovoliť lacnejšie prietočné chladenie, lebo mali dostatočný zdroj vody.

Čo si teda ale naozaj zaslúžia uznať (tí projektanti)?

Kde by som im ale uznanie dal, je kompetentné inžinierstvo v rámci danej nutnosti. Zámerne postavili účelové vodné diela na zabezpečenie aj toho menšieho, ale stále potrebného množstva doplňovacej vody.

Nádrž Sĺňava na Váhu pre JE Bohunice (s náhradným odberom aj z kanála Dudváh) a vodné dielo Veľké Kozmálovce na Hrone pre JE Mochovce.

JE Dukovany si dokonca postavili celú priehradu Dalešice čiastočne práve na tento účel (kombinovane aj s prečerpávacou vodnou elektrárňou) – to už je zámerná, nie núdzová infraštruktúra.

A JE Temelín vodu na chladenie odberá priamo z vodnej nádrže Hněvkovice, ktorá bola na Vltave vybudovaná špeciálne pre potreby elektrárne.

Nazval by som to skôr "šťastná zhoda hydrológie a nutnosti, ktorá sa dnes ukazuje ako cnosť", než "genialita projektantov predvídajúcich klimatickú zmenu". Ale bez ohľadu na pôvodný motív – výsledný efekt je dnes reálny a hodnotný, Slovensko (aj Česko) majú vďaka geografickému donúteniu stavať s vežami štrukturálnu výhodu v odolnosti dodávok práve v období, keď francúzske aj maďarské prietočne chladené bloky opakovane zápasia s teplotou a prietokom riek. Takže áno, výsledok im vychádza výborne – ale je to skôr dôsledok toho, "že na Váhu a Hrone iná možnosť nebola", než vedomého rozhodnutia uprednostniť spoľahlivosť nad cenou.

Na záver ešte drobná technická informácia - Niektorí čitatelia chceli vedieť, že koľko vody (v našich podmienkach) vlastne JE z rieky potrebuje? Tu sú..

Mochovce (Veľké Kozmálovce, rieka Hron)

Z technického článku o vodnej stavbe Veľké Kozmálovce (postavenej špecificky pre potreby JE Mochovce) vychádza maximálna potreba vody na chladenie je 1,5 m³/s, zatiaľ čo priemerný ročný prietok Hrona v danom profile je Qr = 51,58 m³/s. Odberná stanica je navrhnutá s rezervnou kapacitou na maximálny prietok Q = 2,5 m³/s.  To znamená že JE Mochovce odoberajú v špičke ~1,5 m³/s reálnej potreby (dizajnová rezerva 2,5 m³/s), čo je len cca 3-5 % priemerného prietoku Hrona v danom mieste. Preto je aj 99-percentná zabezpečenosť dodávky vody považovaná za istotu bez rizika. 

Jaslovské Bohunice (Sĺňava/Drahovce-Madunice, rieka Váh)

Tu je situácia trochu menej transparentná – samostatný oficiálny údaj o max. prietoku len pre chladenie JE (na rozdiel od Mochoviec, kde to bolo explicitne uvedené v technickom článku o vodnej stavbe) nie je uvádzaný. Ale je k dispozícii všeobecnejšie číslo Slovenských elektrární z leta 2026, kde je spomínaná spotreba vody sa počas leta pohybuje približne od 2 500 do 3 200 m³ za hodinu, čo prepočítané vychádza na ~0,7 – 0,9 m³/s. Nie je ale isté, či sa toto číslo vzťahuje len na Bohunice, len na Mochovce, alebo na obe elektrárne dokopy (text to jasne nešpecifikuje) – takže to treba brať s rezervou. Ale pre kontext, samotná priehrada Sĺňava/Drahovce má objem 12,12 milióna m³ a maximálny prietok cez celú haťovú konštrukciu (nie len odber pre JE, ale celý prepúšťaný tok Váhu) až 1 500 m³/s – to je ale kapacita celého vodného diela pri povodni, nie odber pre chladenie, takže tieto dve čísla nemožno zamieňať. 

Zhrnutie a porovnanie:

Tieto čísla pekne potvrdzujú aj to, čo sme si povedali predtým, teda,  že skutočná spotreba chladiacich veží (~1,5-2,5 m³/s na kombinovaný výkon niekoľko tisíc MW) je rádovo 20-60× nižšia než by vyžadovalo prietočné chladenie tej istej kapacity (pri pravidle ~90 m³/s na 1 600 MW blok by len Mochovce s dnešným výkonom potrebovali niekde okolo 100-150 m³/s prietočne – čo by už prakticky na Hrone s priemerným prietokom len 51,58 m³/s) bolo nerealizovateľné.

Na záver v takom širšom kontexte, môžeme smelo súhlasiť, že jadrové elektrárne pomáhajú aj zmierňovať klimatické zmeny – ide o stabilný, nízko emisný zdroj základného zaťaženia s vysokým kapacitným faktorom (často ~90 %), ktorý dopĺňa premenlivé obnoviteľné zdroje.  Ich zraniteľnosť je dôležitá, ale nie je fatálna – pri správnych adaptáciách zostávajú kľúčovou súčasťou klimaticky odolných energetických systémov. Klimatické zmeny najviac postihujú elektrárne s prietočným chladením (Francúzsko, Paks, časť strednej Európy). Slovenské rozhodnutie pre chladiace veže sa v tomto kontexte ukazuje ako dlhodobo výhodné – znižuje riziko vynútených odstávok práve v obdobiach, keď je elektrina najpotrebnejšia a najdrahšia. A budúcnosť jadra bude závisieť aj od toho, ako rýchlo a dôsledne sa tieto adaptácie budú realizovať.