Když svítí a fouká, ale obnovitelné zdroje nevyrábí

Not weather, but the market and the needs of the grid have the last word in the power sector. That is why renewables often do not operate at full capacity even under favourable weather. But when output is curtailed by system operators, the costs can be substantial: in the United Kingdom, curtailment costs near 1.5 billion GBP a year.

Omezování výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů (tzv. curtailment) je napříč Evropou stále běžnějším fenoménem. Dochází k němu v principu dvěma způsoby: na pokyn provozovatele přenosové soustavy, nebo z vlastního rozhodnutí výrobce.

Rozdíl mezi těmto dvěma případy je zásadní. V situacích, kdy není možné stabilitu elektrizační soustavy garantovat jinou (a levnější) cestou než omezením činnosti některých obnovitelných zdrojů, totiž většinou musí provozovatel přenosové soustavy výrobcům za tento krok zaplatit. Speciálním případem tohoto konceptu je regulace výkonu obnovitelných zdrojů v rámci služeb výkonové rovnováhy (SVR) či obdobných mechanismů. V takových případech je sice motivace tržní (byť se nejedná o běžný trh s elektřinou) a participace dobrovolná (nedochází tedy k vynucenému odpojování), náklady však podobně jako v případě přikázaného odpojení či omezení nese provozovatel přenosové soustavy. Respektive spotřebitelé, kteří se v rámci regulované složky ceny skládají na systémové služby.

Pokud naopak výrobci své elektrárny regulují výhradně za účelem maximalizace zisku na krátkodobých trzích s elektřinou, žádná odměna od provozovatele soustavy jim logicky nenáleží. Curtailment, respektive poskytování záporné obchodní flexibility, se jim totiž v takových případech ekonomicky vyplatí, například díky stále častějším záporným cenám na denním trhu.

BRITOVÉ I NĚMCI PÁLÍ MILIARDY

Kompenzace za omezování výroby mohou vyjít opravdu draho. Své o tom ví systémový operátor ve Velké Británii (National Energy System Operator, NESO) a provozovatel přenosové soustavy v Irsku (EirGrid). Podle nedávné studie společnosti Montel byla v těchto zemích v roce 2025 v rámci tzv. balančního mechanismu omezena výroba přes 12 TWh elektřiny z obnovitelných zdrojů. A to především z větru – tedy zdroje, který je běžně vyzdvihován za svůj (na poměry intermitentních technologií) stabilní výrobní profil.

Pro vysvětlení netřeba chodit o mnoho dále než do středoškolské hodiny zeměpisu: největrnější lokality Velké Británie se nachází ve Skotsku, populační centra naopak na samém jihu Anglie. Což bez dostatečně propustné „energetické dálnice“ (abychom použili termín, který si Evropská komise zvolila za jeden z klíčových buzzwordů ve svém prosincovém legislativním balíčku zaměřeném především na rozvoj sítí) představuje zásadní logistický problém. A to natolik velký, že v některých měsících využily skotské větrné elektrárny (VTE) jen polovinu přírodního potenciálu – po zbytek času NESO hradil větrným turbínám placené volno. Za celý rok byla v severním Skotsku tímto způsobem omezena výroba téměř 9 TWh elektřiny, tedy skoro 40 % výrobního potenciálu tamních onshore větrných parků s celkovým instalovaným výkonem přes 10 GW.

Náklady těchto opatření se napříč ostrovem vyšplhaly nad 360 milionů liber. A to není vše: analýza Montelu odhaduje, že další miliardu vynaložil NESO k zajištění náhradního výkonu v místech nejvyšší poptávky, tedy především na jihu země, kde výroba elektřiny nese výrazně vyšší cenovku. Celkem tedy loni stály Velkou Británii omezování (především) VTE na severu Skotska a související systémová opatření téměř 1,5 miliardy liber. Pro kontext, v následujících letech plánují provozovatelé přenosových soustav ve Velké Británii (National Grid, SP Transmission a SSEN Transmission) investovat do jejich rozvoje ročně kolem 14 miliard liber.

V Irsku se možná překvapivě omezování výkonu dotklo také fotovoltaických elektráren (FVE): jejich výroba byla řízeně snížena o 149 GWh, čtyřikrát více než v roce 2024. Většina nevyužitého potenciálu obnovitelných zdrojů ale připadla i na „smaragdovém ostrově“ větrným elektrárnám. V Severním Irsku vyrobily VTE kvůli příkazům EirGridu o čtvrtinu elektřiny méně, než umožňovaly přírodní podmínky. O rok dříve zůstalo nevyužito rovnou 30 % větrného potenciálu.

Meziroční pokles v omezení výroby má přitom zajímavé vysvětlení: spuštění nového podmořského kabelu Greenlink mezi jihem Irska a Walesem snížilo dovozy elektřiny ze Skotska do Severního Irska přes interkonektor Moyle, který kvůli svému stáří způsobuje vyšší ztráty, a stal se tak nepreferovanou linií pro přenos elektřiny mezi ostrovy. Jedním z důsledků tohoto vývoje byla o trochu vyšší poptávka po „domácí“ elektřině na severu Irska. Tento efekt však tlumí dlouhodobě klesající spotřeba v této části země a rostoucí cenový rozdíl mezi (dražší) irskou a (levnější) britskou nabídkovou zónou, který Iry motivuje k dovozu. Odhady nákladů na curtailment v Irsku nejsou známy.

S omezenou severojižní přenosovou linkou bojuje kromě Velké Británie také Německo. I proto je tam redispečink omezující výrobu z obnovitelných zdrojů takřka na denním pořádku. Regulátor Bundesnetzagentur sice zatím nezveřejnil data za celý rok, ale mnohé napoví čísla z loňského druhého kvartálu. V rámci redispečinku byla v Německu v tomto období omezena výroba ve výši 4,6 TWh, z čehož zhruba polovina měla pocházet z obnovitelných zdrojů. Největšímu omezování nicméně čelily fotovoltaiky (1,2 TWh), offshore VTE – z nichž proudí elektřina ze severu na jih země – byly dispečery „ochuzeny“ o necelých 600 GWh.

Opatření reagovala ve zhruba polovině případů na přetížení v distribučních sítích, a to právě kvůli vysoké míře omezování solárních elektráren. Sníženou výrobu kompenzovali správci sítí především konvenčními zdroji na zemní plyn a uhlí, pomohly ale i reaktivní obchody (countertrading). Náklady na řízený curtailment dosahují i v Německu vysokých částek: ve sledovaných třech měsících činily 630 milionů eur. Největší podíl (267 milionů eur) na tom měly především náklady na síťovou rezervu – tedy platby vybraným zdrojům za rezervní výrobní kapacitu a částečně i jejich řízené aktivace. O něco méně Němci zaplatili běžně fungujícím elektrárnám za poskytnutí nadvýroby, přes 150 milionů pak obdrželi provozovatelé omezených obnovitelných zdrojů.

„V některých měsících využily skotské větrníky jen polovinu přírodního potenciálu. Po zbytek času hradil národní systémový operátor větrným turbínám placené volno. Za celý rok byla v severním Skotsku tímto způsobem omezena výroba téměř 9 TWh zelené elektřiny.

TŘI KRÁLOVÉ TRŽNÍHO CURTAILMENTU

Zatímco omezení výroby na pokyn provozovatele soustavy lze vnímat jako neoptimální jev (především z hlediska veřejných nákladů, které vyvolává), omezení výroby při záporných cenách na běžných trzích s elektřinou je možné považovat za ekonomicky žádoucí. Jedná se totiž o racionální reakci na tržní signály, které ve střednědobém horizontu podporují rozvoj akumulace – s jejíž pomocí je možné elektřinu vyrobit a uskladnit k uplatnění při vyšší poptávce – i flexibilní spotřeby. To pomáhá zvýšit míru využití instalovaného výkonu obnovitelných zdrojů v naprostém souladu s potřebami trhu.

Provozovatelům obnovitelných zdrojů, kteří omezí výrobu při záporných cenách, navíc mohou být vděční jejich konkurenti. Curtailment totiž v tomto případě snižuje míru tzv. kanibalizace, k níž dochází mezi obnovitelnými zdroji s velmi blízkými výrobními profily (determinovanými místním počasím). Zdroje, které zůstanou v běhu, díky tomu na výrobě přestanou prodělávat, nebo alespoň tratí méně. Dobrovolné vypínání elektráren ale prospívá i soustavě, a v konečném důsledku spotřebitelům, jelikož snižuje potřebu zajišťovat dražší podpůrné služby.

Tržní curtailment je podle (jiné) analýzy společnosti Montel, která se věnovala deseti evropským zemím, nejrozšířenější v Německu, Francii a Nizozemsku. Loni byly v těchto zemích dobrovolně nevyrobeny téměř 4 TWh zelené elektřiny, především z důvodu kanibalizace mezi solárními elektrárnami, ale i kvůli nízké flexibilitě konvenčních zdrojů (především francouzských jaderných elektráren).

Oproti roku 2023 se jedná o skoro dvojnásobek, v letech 2021–2022 nedocházelo vzhledem k vysokým cenám k tržnímu curtailmentu téměř vůbec. Montel navíc uvádí, že se jedná o spíše konzervativní odhad, jelikož nezahrnuje omezování výroby, ke kterému pravděpodobně dochází i při nezáporných, ale velmi nízkých cenách.

Možná překvapí, že ve Velké Británii provozovatelé obnovitelných zdrojů na vlastní rozhodnutí výrobu omezují jen minimálně (93 GWh). Má to ale svou logiku. Britské problémy plynou, jak bylo popsáno výše, především z nedostatečného propojení větrného severu s jihem, nikoli z nadbytečné výroby FVE v časech nízké poptávky. Naopak v Německu je tržní curtailment motivován především nadměrnou výrobou elektřiny v solárních elektrárnách, primárně v období od dubna do září.

Přispívá k tomu i geografie: když v Německu svítí slunce, často svítí nejen v téměř celé zemi, ale i u sousedů, což omezuje možnosti německých výrobců exportovat elektřinu z fotovoltaik za vyšší ceny do zahraničí. To vše naznačuje potřebu rozvoje dalších nástrojů flexibility (především akumulace a odezvy na straně spotřeby, např. i pomocí elektrolyzérů), chtějí-li evropské státy využít potenciál větru a slunce k výrobě nízkoemisní elektřiny naplno, a ne pouze když fouká a svítí „ve správný čas na správném místě“.

„Ročně české fotovoltaiky vyrobí přes 800 GWh elektřiny, která pro trh nemá hodnotu.

PŘIZPŮSOBUJÍ SE I ČEŠI

Ani v České republice není omezování výkonu obnovitelných zdrojů neznámou. Jednostranné, nouzové zásahy jsou však naštěstí vzácností: k rozsáhlejšímu odpojování výrobců provozovatelem přenosové soustavy na základě tzv. omezovacího plánu došlo poprvé (a zatím naposledy) během Velikonoc v roce 2023. Asi dvouhodinový zásah se týkal několika set fotovoltaických elektráren (nad 100 kW) s celkovým výkonem asi 400 MW. Jak tehdy k incidentu poznamenala společnost ČEPS, k odpojení došlo až „po vyčerpání běžně dostupných provozních opatření k řízení elektrizační soustavy, tedy po využití služeb výkonové rovnováhy“. Za původce problému byl označen souběh nepřesné predikce spotřeby a výroby ze strany subjektů zúčtování. Majitelé fotovoltaik, kterým byla snížena výroba, obdrželi podobně jako výrobci v zahraničí kompenzace, celkem se jednalo o jednotky milionů korun.

Souhrnná data k tržně motivovanému snižování výkonu v Česku snadno dostupná nejsou. Jeho ekonomickou atraktivitu nicméně napovídají například data společnosti bezDodavatele. U ní mohl loni majitel FVE o výkonu 1 MWp získat přibližně 780 000 Kč v rámci standardního výkupu na bázi spotových cen (asi 770 Kč/MWh). Pokud však umožnil vypínání svého zdroje při záporných cenách na denním trhu (kterých nastalo 322), vyrobil sice méně elektřiny, jeho výdělek ale vzrostl na asi 940 000 Kč při průměrné jednotkové ceně 1 300 Kč/MWh.

Motivace některých českých provozovatelů fotovoltaik omezovat výrobu v hodinách se zápornými cenami je nicméně zásadně omezena nastavením veřejné podpory. Solární elektrárny z přelomu nultých a desátých let tohoto století, které čerpají štědré výkupní ceny či zelené bonusy, totiž od státu dostávají zaplaceno nehledě na aktuální tržní cenu. A dále budou, většina až do roku 2029–2031. I proto v České republice dosahuje výkon FVE během hodin se zápornou či nulovou tržní cenou průměrně přes 2 GW (Tabulka č. 1). Ročně tak české fotovoltaiky vyrobí přes 800 GWh elektřiny, která pro trh nemá hodnotu.

Tabulka č. 1: Statistiky cen a výroby FVE během hodin s nekladnou cenou (1. 1. až 30. 9. 2025)

Zdroj: ČEPS, OTE

Pozn.: Období od října do prosince není zahrnuto, jelikož denní trh přešel na 15minutovou obchodní periodu. V tomto období k záporné nebo nulové ceně došlo ve 34 čtvrthodinách, téměř výhradně však v neděli 5. 10. 2025.

V tom však Česká republika není výjimkou. Před patnácti lety málokdo předvídal, že záporné ceny elektřiny budou běžným fenoménem a provozní podpora k tomu významnou měrou přispěje. Například v Německu jsou také v provozu gigawatty solár­ních elektráren (dokonce novějších než u nás), které budou ještě řadu let čerpat podporu bez ohledu na signály z trhu. Omezovat závazně udělenou podporu v reakci na nepředvídaný tržní vývoj je však samozřejmě nežádoucím krokem podkopávajícím stabilitu investičního prostředí. Český stát se tak může utěšovat jen tím, že od roku 2013 již žádným fotovoltaikám provozní podporu neudělil.

Poznámky 

¹ Balanční mechanismus NESO funguje na bázi kontinuálních (24/7) aukcí, do nichž mohou výrobci a spotřebitelé nabízet úpravu dodávky či odběru elektřiny, a to pro 30minutový interval počínající hodinu po uzavření aukce. Úspěšným účastníkům rozdá NESO denně přes 3 000 pokynů k úpravě výroby nebo spotřeby.