Částka 476 miliard korun pochází ze současných diskusí odborníků, mimo jiné z parlamentních seminářů z dílny kolegů z MPO a ze síťových společností. Jde o částku orientační a indikativní, není dána zákonem nebo vyhláškou MPO nebo ERÚ. Pochází ale z renomovaného zdroje a o stamiliardových investicích do domácích energetických sítí se hovoří tak často, že je potřeba si uvědomit v souvislostech, co by takováto investice znamenala v reálném provozu ES ČR i v regulovaných nákladech spotřebitelů elektřiny a také kde a za jakých podmínek je takováto investice vůbec efektivní a užitečná.

Rekonstrukce zastaralých sítí je nutná

S výjimkou Pražské energetiky, která pravidelně investuje, je řada našich sítí morálně zastaralá, přestože jsou obvykle technicky udržované. Příkladem jsou například vedení ČEPS 220 kV namísto 400 kV, nezdvojené „slavné“ V 411 (podepsalo se pod posledním black-outem), anebo to, co vidíme v mnoha obcích v regionech obsluhovaných společnostmi ČEZ Distribuce a EG.D. V obydlených oblastech je již povinné nadzemní vedení rekonstruovat do pozemních kabelů, jak to známe z Prahy a větších měst, ale donedávna existovaly dokonce snahy stavebních firem zmocněných monopolními distributory „vymáhat“ rekonstrukce nadzemních vedení, kdy namísto podzemních kabelů věšeli nadzemní kabely, a to i na historické konzole s porcelánovými koncovkami na obytných domech. Čtenáři se mohou volně rozhlédnout po českém venkově, kolik těchto instalací je již moderních a kolik jich zůstává na pomalu se rozpadajících betonových sloupech, které za minulého režimu nahradily původní sloupy dřevěné.

Namísto inovací byly od roku 2010 distribuční společnosti podle vyhlášky ERÚ využity k vybírání poplatku pro obnovitelné zdroje energie (POZE), lidově „solární barony“. Nešlo jen o solární elektrárny, z tohoto poplatku byly dotovány i další ekonomicky neefektivní energetické instalace, například uměle pěstovaná biomasa pro energetické účely, bioplyn a další. Každého spotřebitele toto stálo 495 Kč z ceny každé jedné megawatthodiny, tedy 49,5 haléře z každé kilowatthodiny. Při průměrných ročních odběrech 15 TWh u maloodběru obyvatelstva a 8 TWh u podnikatelského maloodběru to představuje obludnou částku 170 miliard korun vybíraných z našich domácností ve prospěch vyvolených struktur mimo obor na úkor technické inovace.

Uvedené částky jsou bez DPH. Distribuce elektřiny je však standardně zpoplatněna 21 % DPH. Toto je samo o sobě předmětem další polemiky, pokud by například komunitní sdílení elektřiny bylo jako státem podporovaná činnost zpoplatněno nižší sazbou, vedlo by to jistě k jeho většímu zvýhodnění a rozvoji. Zde je nutno poznamenat, že bylo 15 let vybíráno pro privilegované subjekty i s daní, tedy spotřebitele – neplátce DPH toto ve skutečnosti stálo (zaokrouhleně) 60 haléřů. Pokud pomineme celkové zdražení provozu sítí nestabilními zdroji elektřiny, jehož „přidaná hodnota“ se v peněžence spotřebitele projevuje se záporným znaménkem, tento poplatek se síťovými službami nijak nesouvisí. Přesto z něj stát vybíral i přidanou hodnotu.

Z hlediska „politického“ už nešlo dále zdražovat, takže nám zůstaly na venkově ony rezaté konstrukce na porcelánových koncovkách. K tomu snad jenom dodejme, že tento nesystémový poplatek byl vybírán pod pohrůžkou sociální exkluze, tedy odpojení od sítě každému, kdo by „solárním baronům“ nezaplatil. Jeden kolega, majitel továrny, se proti tomuto systému ve svém domě vzepřel, platil pouze cenu elektřiny včetně regulované složky bez „solárních baronů“, a distribuční společnost pracující ve „veřejném zájmu“ jen pro neplacení poplatku privilegovaným soukromníkům jej skutečně od sítě odpojila.

Dílčí závěry tohoto stručného úvodu jsou následující

• Inovace sítí je nutná, v minulosti byla zanedbávána;
• Prostřednictvím regulovaných poplatků bylo v minulosti vybráno několik set miliard (včetně průmyslu) pro privilegované subjekty namísto investic do sítí, přestože se to celé tvářilo jako přenos a distribuce;
• V současném českém klientelistickém prostředí energetické politiky hrozí recidiva, před kterou chce tento technicky laděný článek varovat.

Přenosová soustava ČR

Přenosová soustava ČR je součástí elektrizační soustavy ČR a při slušném zacházení patří k nejstabilnějším sítím v Evropě. Unese několik jaderných bloků, zatížení průmyslového státu a v současnosti je schopna odolávat i velkým německým přetokům, na které nebyla postavena.

Obrázek 2 Mapa elektrizační soustavy ČR

• červené jsou sítě 400 kV;
• zelené 220 kV;
• černé distribuční sítě 110 KV

Zdroj http://www.ote-cr.cz/cs/statistika/elektrizacni-soustava-cr.png

V současnosti se díky letním přebytkům obnovitelné energie dělí provoz soustav na letní, kdy bojujeme s přetoky, a zimní, kdy bojujeme s nedostatkem energie pro zajištění naší spotřeby. Do toho se negativně promítá i rekonstrukce systémů vytápění na teplená čerpadla. Ta se ale od mínus 2 stupňů Celsia chovají jako přímotopy. Když v zimě mrzlo, měla naše soustava spotřebu 12,5 GW, což odpovídá spotřebě těžkého průmyslu za minulého režimu. Fotovoltaiky ale v zimě tuto elektřinu nevyrobí a v době bezvětří v Německu ji není ani odkud importovat, musíme ji vyrobit z fosilních paliv.

Podmínkou EU je průchodnost přeshraničních profilů 15 % ročního maxima zatížení ČR. Toto máme spolehlivě splněno na všech přeshraničních profilech do Německa, Rakouska, Polska i na Slovensko.

Dílčí závěr

Posilování exportních energetických „dálnic“ naší přenosové soustavy není dáno systémovými požadavky propojených soustav EU, které jsou splněny.

Memento blackoutu 4. července 2025

Dne 4. července 2025 byla naše soustava zatížena masivními přetoky a importy ve výši srovnatelné s třemi bloky Temelína. Důvodem byly dumpingové ceny na trhu vlivem dotací a tržních deformací, u nás i v sousedních zemích odstavovali elektrárny, aby jejich produkci nahradili nepotřebnou energii z Německa. Nejde o přirozený technický stav, ale o umělou deformaci na trhu, která vyvolává technické problémy a přetížení sítí.

Tabulka 1 Toky elektřiny na přeshraničních profilech před blackoutem v 11:47, zdroj ČEPS dle internetové rešerše

Část přenosových linek byla v opravě, což je logické. Když se v létě provádí údržba jaderné elektrárny a výměna paliva, provádí se současně i údržba vedení k této elektrárně. Německé přetoky nejsou důvodem dělat toto v zimě, kdy reaktory jedou naplno.

Dílčí závěr / stanovisko odborníků:

Kdyby nebyla naše soustava takto zbytečně přetěžována, ustála by bez problému současný výpadek vedení V 411 i elektrárny Ledvice. V době přetížení se z některých normálních prvků systému stávají prvky kritické. Toto tvrzení lze podpořit i patřičným výpočtem simulovaným na metodice užívané v EU.

Situace v sousedním Německu

Zdrojový mix

• V letech 2011 a 2012 uzavřelo Německo pakt s Ruskem na dovoz zemního plynu do Evropy. Současně se Německo rozhodlo v roce 2011 ukončit jadernou energetiku.
• 26. září 2022 došlo v Baltském moři poblíž dánského ostrova Bornholm k poškození plynovodů Nord Stream úmyslnou sabotáží. Německo tím ztrácí další stabilní energetický zdroj.
• Poslední 3 reaktory odstavilo Německo v dubnu 2023, tedy až mnoho měsíců po sabotáži plynového potrubí. Tyto reaktory mohly zůstat v provozu, technické problémy neměly.

Dílčí závěr:

Z uvedeného vývoje je patrné, že současná situace u našich sousedů není vyvolána jedním omylným rozhodnutím, ale jeho pokračováním i ve změněné a obtížné bezpečnostní situaci. I v technice se říká, že chytrý se ze špatného rozhodnutí poučí, ale hloupý v něm pokračuje.

Energetické sítě v Německu

Přestože se Německo politicky sjednotilo již 3. října 1990, nemají energeticky dostatečně propojené sítě mezi bývalou německou spolkovou a Německou demokratickou republikou dodnes. S masivním rozvojem OZE se tento problém více promítá do nestability provozu německých sítí, kterou jejich nedisciplinovaná soustava vyváží do okolí i do celé Evropy.

Obrázek 4 Řízení přetížení sítí v Německu ve druhém čtvrtletí roku 2024. Pokračující nárůst kapacity obnovitelné energie nacházející se relativně daleko od poptávkových center spolu s dlouhými časovými horizonty spojenými s realizací projektů rozšiřování sítě vytváří tlak na přenosové a distribuční sítě. S větrnými elektrárnami dodávajícími velké množství elektřiny do sítě na severu země a velkými průmyslovými zákazníky s vysokou spotřebou, kteří se nacházejí v jižních spolkových zemích, je tok elektřiny ze severu na jih tak intenzivní, že někdy překračuje kapacitu elektrického vedení. Čísla v legendě k obrázku znamenají počet hodin přetížení.

Zdroj: https://www.smard.de/page/en/topic-article/213922/215186?utm_source=chatgpt.com

Obrázek 5 Řízení neprůchodných míst energetické soustavy v jednotlivých spolkových zemích a sousedních zemích od pololetí roku 2022 do ledna roku 2026. Jeden sloupeček představuje jeden měsíc. V průměru v Německu jejich vnitřními sítěmi „neprojde“ za měsíc 1000 až 2500 GWh elektřiny. V roce 2025 německými sítěmi „neprošlo“ více než 18 TWh elektřiny, což je srovnatelné se třetinou energetické spotřeby České republiky. Výrazný žlutý sloupeček ve druhé polovině grafu představuje odpojení jaderných elektráren v průmyslovém Bavorsku, kam mají problém sítěmi elektřinu dovézt.

Zdroj https://www.smard.de/page/en/topic-article/212250/214068/congestion-management-in-individual-federal-states-and-neighbouring-countries

Obrázek 6 Tento obrázek z webu https://www.energie.de/ je zajímavý tím, že jako součást německých sítí maluje vedení přes Českou republiku, konkrétně vedění V 441, které sousedí s vedením V 411. Uzavření bavorských jaderných elektráren nebylo součástí české Státní energetické koncepce, zrovna tak jako posilování vedení po tomto špatném rozhodnutí mezi bývalou NDR a Bavorskem není problémem ani výdejem českých spotřebitelů.

Zdroj: https://www.energie.de/netzpraxis/news-detailansicht/nsctrl/detail/News/jetzt-auch-digital-karte-deutsches-hoechstspannungsnetz?utm_source=chatgpt.com

Dílčí závěr:

Přetěžování české přenosové sítě je od samého počátku vyvoláno nedostatečným propojením sítí mezi dřívější Německou spolkovou a Německou demokratickou republikou. Je zde i problém s nedostatečnou tranzitní kapacitou rakouské přenosové soustavy, která má více slabých úseků tvořených 220 kV vedeními, ale obchodně jsou toky realizovány nad její kapacitu ve směru na deficitní jih Evropy. V Německu tento nevyhovující stav trvá už 35 let a v roce 2023 byl zhoršen uzavřením bavorských jaderných elektráren po sabotáži na Nord Stream. Takovouto dlouhodobě špatnou energetickou politiku našich sousedů nelze řešit intervencemi přetoků na území cizího státu ani investicemi českého spotřebitele do situace, kdy v Německu takto pokračují s destabilizací jejich sítí i vnitřní bilance průmyslového Bavorska.

Neplánovaný export elektřiny

Nestabilní německá cena proudí do okolní Evropy za deformované dotované nízké nebo záporné ceny. Němci nemají dostatek technické soudnosti, aby své dotované obnovitelné zdroje energie vypnuli nebo omezili, když ji nikdo nechce a musí zaplatit za to, že ji někdo spotřebuje nebo zmaří (záporná cena). I tak se stává, že ani za těchto podmínek elektřinu z Německa nikdo nekoupí, třeba proto, že nemůže nebo nechce odstavit jaderné zdroje, což je také technicky obtížné.

Obrázek 7 Vývoj výroby a zatížení v Německu od 17. do 27. května 2026

Legenda (překlad) k barvám:

• Zelená                                         biomasa
• Bleděmodrá                               voda
• Tyrkysová                                   větrné offshore
• Tmavomodrá                            větrné onshore
• Žlutá                                           fotovoltaiky
• Světlezelená                              ostatní OZE
• Hnědá                                         hnědé uhlí
• Černá                                          černé uhlí
• Šedomodrá                                zemní plyn
• Tmavošedá nahoře                  přečerpací elektrony
• Světlešedá nahoře ostatní konvexní zdroje
• červená čára                             zatížení v Německu
• čárkovaná červená                  predikce zatížením
• čárkovaná zelená   predikce výroby OZE

Zdroj: https://www.smard.de/home?utm_source=chatgpt.com

Z obrázku je patrné, že i v době, kdy není bezvětří a svítí slunce, tedy v době, kdy by měl německý energetický mix sloužit celému světu za vzor bezemisní pokrokové energetické soustavy, německá energetická soustava v noci pálí černé i hnědé uhlí a zemní plyn a ve dne neplánovaně vyváží solární přebytky. Hnědouhelné a plynové elektrárny ovšem jedou i v době solárních špiček, pokud by Němci v tomto období akumulovali energii do baterií, bude mít vysoký podíl fosilní složky.

Dílčí závěry

• Podle kterého vzoru máme zavírat doly na černé uhlí a následně i to hnědé?

Diskuse k tomuto bodu

1. Naskýtá se určité riziko dovozu zemního plynu z válečných zón, zatímco někteří naši sousedé si černé i hnědé uhlí ponechávají. Rozdíl je v tom, že Polsko se k tomu veřejně hlásí, kdežto Německo ideologicky švindluje a snaží se pokračování provozu fosilní energetiky i její dovoz z okolních států pouze přejmenovávat: kapacitní platby, redipatch, countertrade apod. Ve skutečnosti jde vždycky o přejmenovanou výrobu fosilní elektřiny v Německu nebo dovoz s vyvolanou fosilní nadvýrobou v sousedních státech s „pravidly trhu“ upravenými tak, že je taková elektřina ideologicky čistá, i když by bez uhlí na její výrobu v Německu vůbec nesvítili. Její transport je zdarma a dovozci za ni platí i emisní povolenky ve vlastní zemi a jsou v EU káráni za „nečistý mix“, zatímco Německo dováží přes hranice „čistou surovinu“.
2. Do určité míry je nelogické i zavírání černouhelných elektráren ve vlastnictví státní společnosti a ponechání těch hnědouhelných (lignitových), protože černé uhlí má výrazně vyšší výhřevnost. K tomuto rozhodnutí u nás došlo na základě názoru státní společnosti ČEZ o uzavření elektrárny a následném uzavření dolů vládou bez nutného celospolečenského dialogu, který probíhá až následně nad „hotovou věcí“. Budoucnost strategické zásoby důležité energetické suroviny je součástí energetické a surovinové politiky státu na další desítky let a nelze o ní takto unáhleně rozhodovat ani na základě momentální ekonomické úvahy jedné firmy na dotacemi deformovaném trhu, ani na základě verdiktu jedné vládnoucí garnitury bez celospolečenského konsensu, který u nás v tomto neexistuje mezi odborníky ani mezi zainteresovanou veřejností.
3. Investice do dovozu dumpingové energie je dočasná. Pokud v Německu dostanou rozum nebo se jim zhroutí ekonomika, přestanou i dotace nežádané obnovitelné energie a tím i její nadvýroba, protože za záporné ceny se to nikomu nevyplatí vyrábět. Je otázkou, která ze dvou situací nastane dříve, avšak setrvání záporných cen a takto masivních deformací trhu po dobu dalších 30 let, což je životnost importních vedení, nelze očekávat.

Distribuční sítě v ČR

V souladu s evropskou legislativou provedla Česká společnost pro energetiku kvalifikovaný odhad možností České republiky při vymezování Akceleračních oblastí pro obnovitelné zdroje energie (OZE) na upřednostňovaných lokalitách v souladu se Směrnicí Evropského parlamentu a Rady (EU) 2023/2413 ze dne 18. října 2023 (dále jen Směrnice RED III) článkem 15c a Zákonem č. 249/2025 Sb. o urychlení využívání některých obnovitelných zdrojů energie (§ 4 odst. (3)) (Dále jen ZOZE). Výsledkem této odborné analýzy bylo, že v upřednostňovaných oblastech podle evropské směrnice i její národní transpozice máme minimálně 9,2 GW možného výkonu požadovaných obnovitelných zdrojů energie, tedy více jak trojnásobek závazku minulé koalice u Evropské unie.

Publikováno zde

Většina těchto pozemků je zasíťovaných a mají i vlastní spotřebu energie, odpadají náklady na vybudování jejich připojení a také přetoky v elektrizační soustavě, které způsobují další vícenáklady a zvyšují riziko blackoutů. V oblasti environmentální ochrany jde o pozemky již jednou použité anebo znehodnocené. V těchto lokalitách nehrozí konverze krajiny ani devastace zemědělské půdy. Nehrozí tedy kolize s jiným závazkem ČR vůči EU v oblasti Strategie EU pro půdu do roku 2030.

Plochy určené k přednostní výstavbě a připojení OZE

Plochy určené Směrnicí Evropského parlamentu a Rady (EU) 2023/2413 ze dne 18. října 2023 (Směrnice RED III) i § 4 odst. (3) Zákonem č. 249/2025 Sb. o urychlení využívání některých obnovitelných zdrojů energie k přednostnímu využití jsou následující:

Tabulka 2 Porovnání klasifikace ploch pro akcelerační oblasti podle RED III a ZOZE, v posledním sloupci je jejich energetická klasifikace z hlediska připojení a existence vlastní spotřeby v místě.

Energetická klasifikace nepotřebných ploch

Třída I. V lokalitě je odbyt obnovitelné elektřiny i připojení k síti.

• Neplatí za distribuci;
• Nevyvolává dodatečné náklady na provoz energetické soustavy;
• Je-li tam akumulace (teplárna), může se i podílet na stabilizaci celé soustavy.

Třída II. V lokalitě existuje připojení, ale není v ní spotřeba. Typicky brownfield po odstavené fosilní elektrárně.

Třída III.(nejhorší) Elektrárnu lze postavit, ale v místě není připojení ani odbyt, je nutné do připojení investovat. U větších zdrojů jsou investice do soustav srovnatelné s investicemi do elektrárny samostatné. Při relativně nízkém vytížení (1000 až 2000 hodin doby využití maxima z 8760 hodin do roka, zatímco jaderný zdroj má 8000 hodin) je investice do vyrobené jednotky energie velmi neefektivní, otázka je, zda toto zaplatí investor nebo spotřebitelé ve zvyšující se regulované složce ceny elektřiny.

K výše uvedenému je ještě třeba dodat, že náklady na vlastní připojení k nejbližšímu přípojnému bodu distribuční nebo přenosové sítě si investor platí samostatně. Výše uvedené se týká pouze dalších úprav a posílení ES ČR. Celková částka je tedy ještě vyšší, avšak náklady koncového připojení větrného parku k přípojnému místu ES ČR jsou promítnuty do výkupní ceny elektřiny dotované z rozpočtu MPO pomocí akčního bonusu.

Dílčí závěr

Při respektování Směrnice RED III a ZOZE jsou prakticky veškeré „nepotřebné“ plochy již zasíťovány, anebo je energetická soustava v jejich těsné blízkosti (například u skládek).

Ekonomické dopady plánované investice do sítí

Původ částky 476 miliard Kč

Jde o částku v poslední době často diskutovanou v české energetice na půdě strátních orgánů, Poslanecké sněmovny i jinde. Dosud nebyla publikována v žádné vyhlášce, čtenářům je k dispozici například ve videoarchivu Poslanecké sněmovny ze semináře „Strategická surovina – české uhlí“ konaného dne 4. května 2026 nebo i z dalších akcí. Jde o investice do přenosové soustavy i do distribučních soustav, které jsou zde diskutovány. Cenotvorné principy však stejně platí i pro jiné částky, pouze míra zdražování by byla v tomto případě nižší, kdybychom pro připojování obnovitelných zdrojů energie využívali v souladu s evropskou směrnicí i českým zákonem brownfieldy a plochy, které nelze již jiným způsobem využít a které jsou již energeticky zasíťovány, například vyřazované fosilní elektrárny namísto polí a zemědělské půdy.

Dopad na regulovanou složku ceny

Uvedený výpočet je indikativní, avšak již i tento prvotní nástřel prokazuje, že nepůjde o levnou záležitost. Počítáme s hodnotami obvyklými nebo typovými pro regulovanou složku ceny. Povolený zisk síťových společností od ERÚ je 8,4 %, provozní náklady kolem 5 % a odpisy po dobu 30 let. V některých případech mohou být rychlejší, v některých zase delší.

Při spotřebě ČR kolem 60 TWh ročně (s odečtením ztrát v sítích) toto zdraží v průměru regulovanou cenu elektřiny o 1,35 Kč. Pokud ale vezmeme do úvahy, že má maloodběr vyšší sazby než třeba továrny nebo hypermarkety na úrovni vysokého napětí, máme na stole zdražení elektřiny pro domácnosti i malé podnikatele o 2 koruny v průběhu deseti let. To v případě, že bychom považovali občasné dodávky větrných a solárních parků za „veřejný zájem“ a všichni se skládali na to, aby mohl někdo občas dodávat při relativně malém využití této investice.

Využití investice v průběhu roku a dne

Pokud postavíme vedení s transformátory k obytné nebo průmyslové čtvrti, předpokládáme, že bude toto vedení v provozu po celý rok. Zrovna tak pokud bychom posílili propojení se Slovenskem, které je ale z minula dosti silné, abychom mohli dovážet jadernou elektřinu z dalšího bloku Mochovců, bude toto vedení také v provozu po celý rok.

Pokud ale postavíme vedení na dovoz elektřiny z Německa pouze na dovoz sezónní dumpingové elektřiny, aby mohl ČEZ odstavit na pár dní jiné elektrárny, jak tomu bylo v době blackoutu 4. července 2025, bude toto vedení sloužit jenom po tuto velmi omezenou dobu. A zrovna tak u solární a větrných parků, větrná elektřina má dobu využití maxima kolem 2000 hodin a ta solární dokonce jenom 1000, zatímco rok má 8760 hodin (přestupný o den více). Jaderná elektrárna má dobu využití maxima kolem 8000 hodin a dobře udržovaná fosilní kolem 5 až 6 tisíc, a to jenom proto, že reguluje soustavu a nejede na plný výkon.

Za vedení i transformátory ale zaplatíme, stejně za připojení solární elektrárny jako za připojení elektrárny jaderné, slevu nám nikdo nedá. Je to podobné, jako kdybychom stavěli drahou dálnici k moři do Itálie nebo do Chorvatska ale jezdili po ní jenom v létě.

S nízce nebo občasně zatíženými vedeními je spojený i další problém spojený se stabilitou sítí. V čase nízkého zatížení generují tyto sítě kapacitní jalovinu. S podobným problémem jsme se setkali již v době covidu, kdy byly uzavřeny továrny, elektřina tekla po sítích omezeně a navíc sítím chyběl indukční charakter odběru továren vlivem elektromotorů. Situace se vyhrotila tak, že ČEPS musel buďto část vedení odpojit a přestat provozovat celý systém s bezpečnostním kritériem (n—1), takže by soustavě při absenci záložního vedení hrozilo zhroucení, anebo najet elektrárnu Chvaletice, kde mají generátory taktéž indukční charakter, která v té době neměla odbyt. Instalací těchto málo zatížených vedení si tedy zaděláváme nejenom na problém energetické chudoby, ale také na další nestabilitu sítí. Buďto budeme muset provozovat fosilní zdroje, anebo se celou záležitost pokoušet řešit elektronicky, zde však nejsou takové zkušenosti a hrozí španělský model rozpadu sítě.

Směrnice RED III Evropské unie má pravdu i v tom, že na dříve použitých plochách, typicky na odstavovaných fosilních elektrárnách, máme veškerou síťovou infrastrukturu včetně transformátorů. Nemusíme investovat nic nového. Pokud ale děláme průmyslovou zónu z pole za účelem výstavby větrného nebo solárního parku, musíme zaplatit peníze stejné, jako kdybychom na tom poli stavěli malý modulární reaktor.

Tabulka 3 Investice do ES ČR rozpočítané na dobu využití maxima jednotlivých zdrojů.

V tabulce jsou pak rozpočítány při průměrném zdražení o 1,35 Kč, o které by se zvedla každá kilowatthodina, kdyby byla cena rozpočítána na počet přenesených kWh. Vidíme, že zejména u solárních parků nemá toto daleko k „solárním baronům“, miliardové výtěžky půjdou především ke stavitelům zbytečných transformoven a rozvoden v lesích a polích, které by při respektování evropské směrnice RED III a českých a evropských zákonů ani nevznikaly.

Alternativní scénáře

Nejvýraznější alternativou je nižší částka, která je opravdu nutná pro posílení domácích sítí. Může být odhadem kolem 200 miliard Kč s tím, že se omezí především investice vyvolané německými přetoky, dále sezónními dovozy i vývozy ČEZu a dalších energetických společností a budou respektovány evropské i české zákony a nalezeny vhodné použité plochy pro akcelerační oblasti OZE, které už své připojení mají. Při stejné metodice by elektřina pro maloodběr zdražila asi 0,85 Kč/kWh, což je snesitelné, ale za cenu posílení bezpečnosti domácí sítě a vyššího komfortu uživatelů. Při správném zapojení komunitní energetiky mohou být tyto náklady kompenzovány úsporami silové elektřiny namísto jejího zdražování.

Dále můžeme počítat i s navýšením spotřeby na 70 TWh, které ovšem technicky spolehlivě pokryje i stávající soustava, jde tedy spíše o rozpočítání celkové investice na více kilowatthodin a tím menší poměrné zdražení.

Skutečný celkový dopad na spotřebitele silně závisí na tom, zda bude celá částka uznána do regulované složky ceny, jaké budou odpisy jednotlivých součástí investice, povolená výnosnost a výše dotací. Jde proto o indikativní výpočty dopadu na spotřebitele s tím, že při nevhodně navrhovaném rozvoji ES ČR bude velmi nepříjemný, pokud to má spotřebitel jako solidární platbu platit.

Dílčí závěr:

Pokud by si někdo měl stavět elektrické vedení na 1000 nebo i 2000 hodin do roka, asi by se nedoplatil. Proto se bude vláda, potažmo provozovatelé distribučních soustav s výjimkou pražské a Energetický regulační úřad, pokoušet vydávat „občasné“ připojení větrného nebo solárního parku za veřejně důležitý výdaj a zdražit tak elektřinu v domácnostech a podnikatelském maloodběru o 2 koruny.

Pro zainteresovanou veřejnost občas používáme příměr se stavbou dálnice do Chorvatska: 500 kilometrů této dálnice by stálo půl bilionu korun, ale byla by využita pouze v letních prázdninových měsících, jindy jenom občas nebo vůbec ne. Pro 5 milionů aut by „solidární“ rozpočítání této investice do dálniční známky znamenalo její zdražení o 3500 korun po dobu 30 let, aby se tato investice zaplatila. Motivací těchto zbytečných a předražených staveb ale v dnešní době nebývá tolik přání jejich uživatelů na zvýšení komfortu, těch bývá relativně málo, ale přání investora něco drahého postavit a také bank pro tyto vládou garantované stavby poskytovat úvěry.

V podmínkách ČR u elektrických sítí tímto nebudou uspokojeni pouze investoři do solárních a větrných parků, ale i další zainteresované subjekty. Obvykle stačí se podívat, kdo by tyto liniové stavby měl stavět anebo je dokonce už před vyhlášením akceleračních oblastí z budoucích peněz spotřebitelů stavět začal.

Specifikum hlavního města Prahy

Z hlediska studované problematiky má naše hlavní město dvě specifika:

• Nemá žádné Akcelerační oblasti. Z hlediska RED III a ZOZE to, samozřejmě, není pravda, protože má především spoustu střech a k nim i spotřebu třeba v dopravním podniku, hovoříme tedy o současném stavu návrhu MMR, který neodpovídá požadavkům evropské ani české legislativy;
• Je zde velké množství sídel centrálních orgánů i prvků kritické infrastruktury. Proto je stabilita pražské energetiky zcela zásadní.

V současnosti existují plány, že si developeři postaví větrné parky na polích na bonitní orné půdě Středočeského kraje a pražské pozemky a sítě využijí k výstavbě bateriových úložišť. Tento stav je nepřijatelný z následujících důvodů:

• Sítě v okolí hlavního města budou zatížené nestabilitou připojených OZE a sítě v Praze dodávkami akumulované energie pro jejich kompenzaci. Takovéto řešení sníží celkovou spolehlivost sítí v Praze i jejím okolí. Sítě a investice do nich budou přednostně sloužit propojení větrných parků vně Prahy a bateriových úložišť uvnitř hlavního města a nikoli jeho stabilitě hlavního města a zabezpečení kritické infrastruktury;
• Ve výše uvedeném smyslu jde při zahrnutí takových „inovací“ do regulované složky pražských spotřebitelů elektřiny jde o křížovou dotaci uživatelů větrných parků a služeb k nim, nikoli náklady na technické pokrytí služby spotřebitelům hlavního města.
• Takové řešení omezí výstavbu OZE na pražských lokalitách, střechách a sídlištích. Zde jsou ale ty „správné“ akcelerační zóny ze zákona, a byly by tím neoprávněně omezovány;
• Posílení sítí hlavního města pro služby „větrným baronům“ mimo hlavní město zdraží jejich investice i provoz, což není žádoucí.

Takové řešení není přijatelné ve všech třech kategoriích Světové energetické rady (WEC), tedy v otázce bezpečnosti kritické infrastruktury, rozvoji obnovitelné energetiky hlavního města a prevenci energetické chudoby jeho obyvatel.

Dílčí závěr

Je důležité, aby se Praha zdražování elektřiny vzniklého výstavbou sítí k větrným a solárním parkům ani na dovoz sezónní dumpingové elektřiny z Německa neúčastnila, má vlastní energetickou koncepci. Toto téma bude předmětem samostatné studie, a to i pro inspiraci energetické politiky před blížícími se volbami. Předpokládáme, že si pražští voliči podporu větrných parků pomocí instalace bateriových úložišť a posilování sítí na úkor vlastní bezpečnosti a vlastních obnovitelných zdrojů energie (v souladu s RED III) nevyberou.

Závěrem

Celkový plán předělání naší soustavy za 476 miliard korun, který chce sanovat občasnou solární výrobu a z větrných parků, přetoky navýšené technicky nepochopitelným uzavřením jaderných zdrojů v Bavorsku po útoku diverzantů na Nord stream a sezonních dovozu dumpingové elektřiny z Německa, není plánem na rekonstrukcí a do bezpečnější kvality naší energetiky, ale investicí do podpory pokračující německé nestabilní energetiky a také tržních deformací a pokračování solárního tunelu ve větrné formě. V regulované složce ceny se toto projeví u maloodběru zhruba dvoukorunovým zdražením, ale levnější energii nám nepřinese ani v její silové složce.

Je proto nutné, abychom v české energetice takovéto změny odmítli, v obcích si namísto větrných parků zrekonstruovali vlastní nadzemní vedení do podzemních kabeláží hodných technické kultury 21. století a v přenosové soustavě investovali do výměny vnitřcích sítí 220 kV na 400 kV a zdvojení některých vnitřních vedení. Oproti tomu výstavba „protektorátního“ vedení na německé přetoky způsobované neuváženými dotacemi záporných cen energie a s tím souvisejících nevyžádaných přetoků není nutná, zrovna tak vedení z našich solárních a větrných parků k exportu za dumpingové nebo záporné ceny na Lipskou burzu se nevyplatí.

Je potřeba dávat pozor, aby se nutné investice do naší soustavy, související s dostavbou jaderných reaktorů a posilováním její vnitřní stability, nezvrhly do předražených sezónně používaných síti a otevírání naší soustavy dalším nestabilním přetokům a blackoutům za cenu zdražení jejich provozu. Jinak nám v obcích zůstanou ty staré rezaté konstrukce na betonových sloupech a porcelánových koncovkách a budeme stavět luxusní sítě pro několik překupníků a pár vyvolených majitelů větrných a solárních parků pro čerpání prostředků ze státního rozpočtu.

Podobně je to i s transformátory, které jsou drahými elektrickými stroji. Máme jich do rezervy v naší soustavě málo a nemůžeme si dovolit plýtvat investicemi do transformace solárních a větrných parků na 1000 až 2000 hodin ročně a nemít dostatečnou rezervou zajištěné přenosové a distribuční sítě.

Autorem komentáře pro Solární magazín je energetický expert Ing. Hynek Beran