Soláry jsou zpět. Tentokrát bez baronů

Vypadá to, jako by se opakovala třináct let stará minulost, ale nyní je to ve všech důležitých ohledech jiné.

První fotovoltaická vlna v letech 2009–2010 sebrala Čechům nadlouho chuť podporovat a stavět nové fotovoltaické elektrárny. Avšak výrazný růst cen elektřiny v posledních dvou letech, touha po energetické soběstačnosti a masivně propagovaná investiční podpora přesvědčily mnohé jít do toho znovu. Instalace solárů, která se významně rozjela už minulý rok, letos nabrala na obrátkách. V lednu bylo v síti celkem 70 tisíc fotovoltaických zdrojů, v polovině roku už 116 tisíc.

A z pohledu toho, co nás čeká, jsou tyto desítky tisíc především nově osazených střech pořád ještě drobné.

„Jsme teprve na prahu boomu té opravdu velké fotovoltaiky,“ říká ředitel Asociace pro akumulaci AKU-BAT CZ a předseda představenstva Solární asociace Jan Fousek. Do fotovoltaických projektů totiž míří část obrovského balíku peněz, které Evropská unie získává dražbou emisních povolenek. „Letos poprvé jsou připojovány velké projekty, které čerpají peníze z Modernizačního fondu, kde jsou stovky miliard korun z povolenek. To je klíčový motor rozvoje velkých obnovitelných zdrojů u nás. Očekáváme, že letos se navýší instalovaný výkon fotovoltaiky minimálně o jeden gigawatt.“

I to je ale nejspíš teprve začátek. Distribuční společnosti totiž přijaly žádosti na připojení neuvěřitelných 18–20 gigawattů. To je ekvivalent výkonu nějakých osmi devíti temelínských jaderných elektráren a zároveň číslo, které je dvakrát až třikrát vyšší než současné letní zatížení soustavy, tedy okamžitá spotřeba klasického letního dne. „Čísla z již uzavřených smluv o připojení nebo smluv o smlouvách budoucích o připojení jsou skutečně téměř takto vysoká. Neznamená to ale, že všechny tyto výrobny budou nakonec uvedeny do provozu,“ říká mluvčí Energetického regulačního úřadu Michal Kebort.

Část zmíněného množství požadavků jsou podle odborníků i navzdory připojovacím poplatkům spekulace. Zákazníci si zažádali o připojení a teď vyčkávají, jak se bude vyvíjet trh s energiemi. Jiní spekulanti se prostě jen postavili do fronty s tím, že někomu lukrativně prodají své místo. „Ta čísla nicméně pořád rostou,“ říká Stanislav Votruba, vedoucí koncepce sítě PREdistribuce. „Každý den chodí nové žádosti, zvláště na území ČEZ Distribuce a EG.D, a zatím se nestává, že by žadatelé odpadávali. Lidé, kteří mají kladně vyřízené žádosti, podepisují smlouvy o připojení a tím si výkon zarezervují,“ dodává.

 

Rozjetý vlak

Z pohledu dekarbonizace – snižování emisí uhelných elektráren, které i letos v létě vyprodukovaly bezmála třetinu české elektřiny – je to dobrá zpráva. Instalovaný výkon fotovoltaiky skutečně musí násobně převyšovat spotřebu, kterou je třeba uspokojit, aby bylo možné efektivně vyrábět elektřinu ze slunce nejen v bezmračném jarním nebo letním poledni, ale i když je zataženo a produkce klesá na méně než polovinu. Případně také v zimě, kdy je výkon fotovoltaických elektráren oproti jejich maximu nanejvýše desetiprocentní. Na druhou stranu ovšem platí, že čím větší bude celkový instalovaný výkon, tím menší bude mít elektřina v době, kdy jí bude opravdu hodně, hodnotu. Ze solární energie vyrobené v pěkném jarním nebo letním dni ve dvě hodiny odpoledne se stane zboží, které bude především potřeba někde udat. A to je špatná zpráva pro nové investory: ti totiž v této druhé vlně dosáhnou jen na podporu při stavbě a instalaci, nikoli na dotaci za každou dodanou megawatthodinu. Cenu energie, kterou nové fotovoltaické elektrárny vyrobí, bude určovat čistě jen trh. A trh také současný boom nejspíš zastaví. „Banky velmi bedlivě sledují, co se na trhu se soláry děje,“ říká Fousek.

Rozjetý vlak tak začne v jednu chvíli brzdit. Kdy zastaví a jak moc bolestivý náraz to bude pro ty, kdo do fotovoltaiky v současném boomu nastoupili, bude záležet na dalších okolnostech.

Například na tom, jak se podaří spolu s instalacemi solárů držet krok v krátkodobé akumulaci – tedy zda se vyplatí ukládat přebytky elektřiny do baterií a rozložit tak spotřebu na celý den. Tím, že by bylo možné energii čerpat i mimo výrobní hodiny, by se zvýšila její hodnota. A jde také o to, jak zareagují spotřebitelé. Budou umět elektřinu využít právě v době, kdy ji solární panely vyrábí? Na takových okolnostech bude záviset i to, jestli fotovoltaika skutečně spolehlivě pokryje alespoň na jaře a v létě významnou část poptávky po elektřině a povede k útlumu uhelných elektráren.

 

Hra bez rizika

Magazín Reportér navštívil a seznámil se s detaily jednoho fotovoltaického projektu na Olomoucku, jehož vedení si přálo zůstat v anonymitě. Averze ke starým solárníkům, kterým donedávna posílal každý odběratel elektřiny povinný příspěvek, je mezi místními stále živá.

Zmiňovaná fotovoltaická elektrárna má dvě části. Ta starší se otáčí na jih, směrem k Moravskému krasu, odkud přichází nejvíc slunečního svitu. Je to sice v době, kdy bývá cena elektřiny nejnižší, občas dokonce záporná, protože jí je v tu chvíli na trhu přebytek, s tím si ovšem majitelé nemusí lámat hlavu. Vzhledem k tomu, že byl projekt uveden do provozu s odcházejícím rokem 2010, dostane firma od státu za každou vyrobenou megawatthodinu provozní podporu ve výši přibližně 12 tisíc korun.

Pro společnost, která v období do 31. prosince 2010 stihla zprovoznit desítky megawatt elektráren, je to hra bez rizika. Slunce svítí, fotony ukázněně vyrážejí elektrony z mřížek křemíku ve fotovoltaických článcích a proud putuje přes střídače do sítě, která musí jejich elektřinu akceptovat. Při výkonu 3 MW vydělá jen tato nevelká, stará část elektrárny v pěkném bezmračném dni přibližně čtvrt milionu korun. Zda už se investice do panelů vrátila, nechtělo vedení potvrdit. „Znám ale spoustu projektů, které už mají peníze zpátky,“ říká ředitel s tím, že peníze, které jejich firma vydělá, dále investuje do obnovitelných projektů. A ty už nemusí být tak snadným vítězstvím.

 

Vstoupit do jiné řeky

Část elektrárny, kterou firma připojila do sítě letos, je příběh s otevřeným koncem. Řečeno jazykem investorů: projekt, jehož návratnost se počítá velmi těžce, a to přesto, že vstupní investice byla několikanásobně nižší.

Zatímco v roce 2009 stálo postavení jednoho megawattu přibližně 100 milionů korun, dnes ji firma dá dohromady za 23 milionů. Nová elektrárna získala navíc třetinu investice z Modernizačního fondu, využívajícího peníze z emisních povolenek. Tím ale pomoc státu končí, na trhu se o sebe musí postarat sama. Jde přitom o prostředí, kde bude fotovoltaická elektřina s každým dalším postaveným projektem méně hodnotná.

Trh motivoval majitele k tomu, aby postavili o dost sofistikovanější zařízení, než bylo to, které uvedli do provozu před třinácti lety. Panely už se neorientují na jih, ale na východ a západ, aby se prodloužila doba výroby a dodávky do sítě, zejména v ranních a podvečerních hodinách, kdy je po elektřině větší poptávka.

Část panelů se dokonce otáčí podle toho, jak slunce putuje po obloze. „Celý letošní rok sledujeme produkci elektřiny vzhledem k její okamžité ceně. V závěru roku vyhodnotíme, jaká orientace a technologie má nejlepší výsledky,“ říká šéf firmy. K elektrárně patří také megawattový bateriový systém, který se nabíjí ve chvílích, kdy elektrárna vyrábí víc, než se předpokládalo, a posílá energii do sítě v případě, že přišla nečekaná oblačnost a výroba je oproti očekávání nižší. Firma je totiž zároveň obchodníkem, elektřinu sama nabízí na trhu, a tudíž takzvaně zodpovídá za odchylku – pokud do sítě dodá méně nebo více elektřiny, než kolik si nasmlouvala s operátorem trhu, platí pokutu.

Dispečink je také připraven čerstvě postavenou část elektrárny vypnout, kdykoli uvidí, že se ceny řítí do záporných hodnot; pak by musela sama za odběr zákazníky platit. „To se děje v poslední době poměrně často,“ říká ředitel firmy. Zatím se nebojí, že budou z dispečinku posílat povel „turn off“ častěji, než by bylo únosné. Naopak, firma se chystá nainstalovat celkově 100 MW výkonu ve fotovoltaice a desítky MW v bateriích. Vychází z toho, že baterie budou do budoucna absorbovat přebytky k pozdějšímu využití a tím se zvýší jejich cena. Firma navíc do určité míry spoléhá na celoevropský trh, který hypoteticky nabízí větší odbytiště.

Tato výhoda je ovšem sporná. Respektive, platila by v situaci, kdy by v okolních zemích svítilo slunce v jinou dobu než u nás nebo kdyby měli naši sousedé méně fotovoltaických elektráren než my. Opak je však pravda. I přes solární boom Češi se svým solárním výkonem necelé 3 GW pořád zaostávají za zbytkem Evropy. Německo disponuje 2,6 milionu fotovoltaických elektráren o celkovém výkonu 71 GW. Česko také bývá v dnešní době, kdy okolní trhy hlásí záporné ceny, pořád ostrovem relativně vysokých cen.

Podle některých odborníků to je právě přeshraniční trh, co nejvíce ohrožuje investici českých solárníků. „Ono je nakonec jedno, kolik se toho postaví u nás – jestli pět, nebo dvacet gigawatt. Pokud se v Německu postaví stovky gigawatt v obnovitelných zdrojích a něco podobného udělají i další země, ta cena za vyrobenou megawatthodinu ve fotovoltaice bude pravděpodobně velmi malá,“ říká Stanislav Votruba z PREdistribuce.

 

Kupte, zaplatím…

Letos v létě zamířil evropský denní trh s elektřinou několikrát do hluboce záporných hodnot. Ty byly doposud zvláštností několika slunných a větrných víkendů, teď se ale přelily i do začátku pracovního týdne. První červencový víkend platili obchodníci v Německu, Rakousku i Maďarsku až 500 eur za to, že někdo odebere megawatthodinu jejich elektřiny. V Polsku se elektřina na spotovém trhu, tedy s krátkým termínem dodání, prodávala za 4,5 eura/MWh a jen v Česku se držela na 80 eurech. O dva týdny později ale spadl do záporných cen i český spotový trh a vydržel tam čtrnáct hodin.

„Tento trend bude posilovat, pokud významně nezapojíme všechny dostupné formy akumulace a flexibility v síti,“ říká Jan Fousek z AKU-BAT: míní tím především ukládání sluneční energie do baterií nebo její spotřebu ve stejné době, kdy se vyrobí. „Bude růst počet dní, kdy se bude platit za odběr elektřiny, a také se prodlouží počet hodin, kdy uvidíme záporné ceny. Už to nebude jen od jedenácti do tří odpoledne,“ dodává.

Záporné ceny elektřiny jsou způsobené mnoha faktory. Tradičně se pojí se souběhem větrného a slunečného počasí. A také s tím, že nevyjde předpověď: „Obchodníci nakupují podle odhadu spotřeby a odběr ze sítě je nyní více závislý na počasí vlivem výroby fotovoltaiky. Stává se, že se výroba výrazněji odchýlí od očekávání a pak se všichni obchodníci potřebují elektřiny, pokud možno, zbavit, aby nezpůsobili odchylku, což je vždy ta dražší varianta,“ vysvětluje ředitel EGÚ Brno Michal Macenauer.

Proč se v tu chvíli elektrárny prostě nevypnou, jako ta již zmíněná na Olomoucku? Na takové rozhodnutí má vliv i provozní podpora – to, že sousední státy garantují odkup většiny elektřiny vyrobené ze slunce a přispívají na každou megawatthodinu tak, jako Česko stále ještě přispívá na solární projekty z první dekády tohoto století. Jenže zatímco v Česku se nové provozní podpory přestaly udělovat před deseti lety, okolní země takto motivují výrobce obnovitelné energie i nadále.

Němečtí výrobci obnovitelné energie například soutěží v aukcích o takzvané rozdílové kontrakty (Contracts for Difference). Stát výrobcům dorovnává rozdíl mezi tržní cenou a tou, se kterou se přihlásili do aukce o provozní podporu – kdo je ochoten se spokojit s nižší cenou za dodanou MWh, v ní má větší šanci uspět než ten, kdo si zažádá o větší provozní dotaci. Do budoucna se sice počítá s tím, že se přestane hradit rozdíl v případě záporných cen, teď ale stále platí, že když si někdo vysoutěžil cenu 70 eur/MWh a na trhu se elektřina v určitou chvíli prodává za minus 500 eur, zaplatí stát 570 eur za dodanou megawatthodinu, a stejně tak obráceně – když je cena na trhu vyšší než ta garantovaná, získá výhodu stát. Takto podpořených elektráren je v Německu naprostá většina. „Na základě údajů z registru německého trhu s elektřinou a plynem se odhaduje, že se v roce 2022 obešlo bez podpory přes deset procent instalovaného výkonu,“ říká Petra Venušová z německého velvyslanectví s tím, že nepodporované jsou především ty zdroje, které nenabízejí svou elektřinu na trhu: střešní instalace a elektrárny s PPA kontraktem a dlouhodobě nasmlouvaný odběrem. Stejný poměr provozní podpory hlásí i Slovensko.

Naše soustava je přitom s okolními státy velmi dobře propojená. Aktuálně lze přes hranice „převézt“ třicet procent české spotřeby. Evropská unie navíc ve snaze pomoci přeshraničnímu obchodu tlačí na to, aby se kapacita ještě posílila. To je sice dobrá zpráva pro české spotřebitele, pro české výrobce solární elektřiny, kteří nemají své jisté jako němečtí solárníci, to ale zas tak dobré není. Dlouhodobě tak může českým solárníkům pomoci jedině trh. Extrémně nízké ceny solární energie vytvoří zajímavou podnikatelskou příležitost: kdo najde způsob, jak využít nárazovou energii – kdo se dokáže stát takzvaným flexibilním spotřebitelem –, získá velkou výhodu. A zvýšená poptávka zas zvedne cenu solární elektřiny.

 

Mrazáky v pohotovosti

To, čemu se říká flexibilita spotřeby, tedy schopnost odběratele na pokyn z dispečinku nárazově vzít elektřinu ze sítě nebo naopak svou spotřebu snížit a odebrat elektřiny méně, je běh na dlouhou trať. Už dnes ale existují firmy, které takzvanou flexibilitu spotřeby nabízejí. Ucházejí se o mi­liardy korun z již zmíněných pokut za odchylku, které platí obchodníci, když do sítě dodají nebo z ní odeberou jiné množství elektřiny, než jaké avizovali.

Jak to funguje? Představte si velkomrazírnu. Kompresory, které chladí zboží, mají rezervy ve výkonu – nemusí jet naplno. A právě toho se dá využít a regulovat jejich výkon podle potřeb sítě.

Aby síť dobře fungovala, musí se výroba elektřiny v každém okamžiku rovnat její spotřebě. Dříve se provozovatelé soustavy báli především výpadků velkých zdrojů, česká přenosová soustava (ČEPS) má nasmlouvané pohotovostní zdroje schopné nastartovat během okamžiku a nahradit výkon jednoho temelínského bloku. S nástupem obnovitelných zdrojů, které můžou způsobit i opačný problém, tedy zahlcení, však potřebuje ČEPS stále více takzvané záporné regulační energie. Tedy například elektráren schopných snížit okamžitě výkon a také spotřebičů nebo akumulátorů, které jsou s to rychle odebrat elektřinu ze sítě.

Když síti hrozí přebytek – třeba kvůli nepřesné předpovědi počasí –,
dispečer zvýší výkon kompresorů zmíněné mrazírny, potraviny o něco více zmrznou, naakumulují chlad a pak se výkon kompresoru může o to více snížit. Mrazírna nejenže získala energii odebranou na pokyn shora zdarma, ale za svou spotřebu dostala ještě zaplaceno. Sama by takzvané podpůrné služby, které pomáhají udržovat síť v chodu, nabízet nemohla, na to má příliš malou kapacitu nebo by ji to stálo příliš mnoho úsilí. Svou ochotu odebírat ze sítě ale může poskytnout takzvanému agregátorovi flexibility, který ji zařadí do svého portfolia a nabízí ČEPS.

„Denně soutěžíme v aukcích s flexibilitou spotřeby i výroby,“ říká Stanislav Chvála ze společnosti Nano Energies, která se zabývá decentralizovanou energetikou a je jedním z prvních agregátorů flexibility na našem trhu. „Pak dostaneme příkaz: do dvanácti minut bude potřeba vzít ze sítě tolik a tolik megawattů. Náš software určí, které spotřebiče zapneme podle toho, jak jsme si nastavili pravidla s jednotlivými odběrateli.“

Nano Energies pomáhá ČEPS vyrovnat se s odchylkou už dva roky. Příští rok chce dodávat flexibilitu spotřeby v hodnotě 100 MW – to je srovnatelné s výkonem malých uhelných elektráren.

 

Jako na noční proud

Kdyby veškerý průmysl byl tak flexibilní jako velké mrazáky, bylo by – v případě, že bychom nebyli limitováni kapacitou elektrické sítě – o dost snazší vyrovnat se s tím, čemu se říká nová energetika. Jenže výrobní procesy a investice mají zpravidla mnohem větší setrvačnost. „Průmysl si na novou energetiku zvykne, problém je v tom, že se vyžaduje rychlá změna, rychlá dekarbonizace, která je daleko rychlejší než přirozená obnova zařízení,“ říká energetický expert Michal Macenauer.

Nebylo by to poprvé, co se průmysl přizpůsobil tomu, že ne vždy je elektřina stejně dostupná. Dříve se energeticky náročnější část výroby přesouvala do hodin, kdy byl výhodnější tarif, takzvaný noční proud. Podobně se může výroba přizpůsobit i solárnímu proudu. Dělník stojící u soustruhu samozřejmě nemůže čekat, až zasvítí slunce, ale například ve sklářské a ocelářské elektrické peci, které akumulují obrovské množství tepla, se může přitápět, když je zrovna proud levnější. Stejně tak může lepší ceny využít taková drtička kamene. V jiných provozech je možné ukládat energii do horké vody. Také domácnosti mohou přispět svým dílem v průběhu několika následujících let, kdy se plošně zavede chytré měření, které přesně zaznamená čas odběru elektřiny. Stejně tak jako se kdysi akumulační kamna spínala na pokyn shora, může se teď zahřívat solární elektřinou voda v bojleru.

Mezi odběrem nočního proudu a solární elektřiny přes den je ale jeden důležitý rozdíl. Výhodou nočního proudu bylo nejen to, že odebíral energii z jaderných elektráren, které musejí jet neustále navzdory poptávce, ale i to, že zatěžoval soustavu přes noc, tedy v době, kdy byl na „silnicích“ distribučních soustav nižší provoz. Levná energie ze solárů však přichází přes den, když jsou distribuční soustavy už tak dost zatížené. Mají sice jistou rezervu: jsou dimenzované na zimu, kdy je o čtvrtinu vyšší zatížení než v létě, v jednu chvíli ale narazí na své meze.

 

Zapojte elektroauta

Druhou možností, jak se vyrovnat s přílivovými vlnami levné energie, je krátkodobá akumulace. Energie se v době přebytku uloží do baterií a ty ji pustí do sítě, až slunce zapadne. Solární energie se tak rozloží na celý den.

Jan Fousek z asociace AKU-BAT bojuje o to, aby šel současný rozvoj fotovoltaiky ruku v ruce s rozvojem akumulace. Zasadil se o to, aby bylo od příštího roku možné připojit do sítě samostatné velkokapacitní baterie, které do nynějška musely být součástí elektráren. Zároveň se snaží, aby do akumulace u obnovitelných zdrojů směřovalo víc peněz z Modernizačního fondu a aby byly zvýhodněny elektrárny, které budou znatelnou část výroby schopny uložit. Pokud by totiž elektrárny disponovaly dostatečně velkou baterií, staly by se předvídatelnějšími a mohly by například snáze uzavírat dlouhodobé kontrakty.

Proč si tedy investoři baterii nepořídí sami, i bez dotace, když to zlepšuje jejich postavení na trhu? Potíž je v tom, že se to v tuto chvíli nevyplatí. V EGÚ Brno například vypočítali, že nabíjecí cyklus, uložení a zpětné využití 1 kWh elektřiny mají náklady mezi 2 a 3,50 koruny, cena silové energie nakoupené v tuto chvíli na příští rok se přitom pohybuje kolem 3,40 koruny za kWh.

Ani v popsané elektrárně na Olomoucku nemají baterii na to, aby do ní ukládali energii v době nízkých cen. Když jsou ceny záporné, elektrárnu prostě vypnou. „V tom je problém současné bateriové akumulace: je drahá a není velká naděje, že by výrazněji zlevnila. Je prakticky výhodnější elektrárnu v době přebytku vypnout,“ říká Michal Macenauer. Budoucnost vidí jinak: cena fotovoltaiky podle něj ještě výrazně poklesne, instaluje se velký výkon, který bude s to pokrývat spotřebu i v horších světelných podmínkách, a zároveň už nebude tak bolestivé solární elektrárny vypínat, protože budou mít nižší pořizovací náklady.

Přesto však vidí i v akumulaci jistý potenciál. V akumulaci, která už dnes spontánně probíhá a která by do budoucna mohla představovat obrovskou zálohu pro neřiditelné zdroje elektřiny. Mnoho majitelů elektroaut už dnes využívá velmi nízkých cen na denním trhu. Do budoucna by mohli elektřinu nejen odebírat v době přebytku, ale vracet zpátky do sítě v době, kdy bude vyšší poptávka. Systém, kterému se říká V2G (vehicle to grid, z auta do sítě), by mohl zásadně pomoci elektrické soustavě.

„V tom je velký potenciál,“ říká Macenauer. „Baterie v autě je co do životnosti velmi dobře dimenzovaná. Běžně zvládne 1 000 až 1 500 cyklů. Na jeden cyklus přitom automobil ujede přibližně 400 km,“ říká s tím, že část cyklů automobil vlastně nevyužije. Po většinu času navíc stojí a může být k dispozici pro akumulaci. „Pokud bychom v tomto režimu použili například jen jeden milion elektromobilů, což je třetina očekávaného stavu, dostaneme možný regulační výkon okolo 10 GW. Instalovaný výkon všech českých zdrojů je přitom 20 GW. Má to samozřejmě síťová omezení a bude to chtít velmi citlivě řídit s ohledy na propustnost sítí,“ dodává.

V praxi by akumulace pomocí elektroaut mohla vypadat třeba následovně: majitel vozu by přijel do práce a připojil auto do sítě. Obchodníkovi by poslal zprávu, kdy bude chtít odjet a kolik bude potřebovat najet kilometrů. Zatímco bude auto stát na parkovišti, bude poskytovat svou baterii soustavě a majiteli vydělávat peníze. V určený čas mu zbyde v baterii dost energie, aby dojelo na místo určení. „Ano, daní za to by bylo, že budeme automobil využívat méně volně, než jak jsme byli zvyklí u spalovacích motorů,“ říká Macenauer.

Ztráta uživatelského komfortu ale nebude jediný problém. Využít takto ve velkém k akumulaci elektroauta by znamenalo miliony přípojek a především, jak už bylo řečeno, nutnost obrovského posílení celé především distribuční soustavy.

Distribuční společnosti jsou už teď nervózní z okamžiků, kdy cena energie klesne do záporu, a chytří majitelé elektroaut si spěchají „natankovat“. „To sice funguje na té straně silové, na straně obchodníka, ale distribuční sítě takto dimenzované nejsou. Kdyby bylo dejme tomu celé pražské Jižní Město na spotovém trhu a všichni využili toho, že je cena minus padesát eur, může se stát, že to síť nevydrží. Proto i distributor potřebuje síť a toky energie v ní řídit, aby byl tento špičkový odběr rozložený na větší část sítě a nedocházelo k lokálním přetížením,“ říká Stanislav Votruba z PREdistribuce.

 

Čtyřproudové okresky

Když to trochu zjednodušíme, můžeme elektrizační soustavu přirovnat k síti silnic. Velké elektrárny jsou napojené na dálnice, některé fotovoltaické elektrárny a na druhou stranu i velcí odběratelé stojí u rychlostních a státních silnic a domácnosti, i malé střešní instalace, spojují okresky. Co by se stalo na silnicích, kdyby znenadání posílil provoz mezi menšími městy a vesnicemi a kdyby bylo v určitých denních hodinách možné jezdit téměř zadarmo? Vznikaly by dopravní kolapsy až do doby, než by se posílila silniční síť. To by trvalo dlouho a někdo by to musel zaplatit.

Náklady na distribuční sítě platí všichni odběratelé podobně, jako se splácí hypotéka. Rozdíl je jen v terminologii. „Místo ,úroků‘ používáme pojem ,náklady kapitálu‘ a místo ,splátek jistiny‘ zákazníci hradí ,odpisy z investice‘,“ vysvětluje Kebort z ERÚ.

Co je na provozování distribuční sítě nejdražší? I tady funguje paralela se silniční dopravou. Nejvíc stojí silnici postavit, udržovat ji v chodu už je méně nákladné. Řečeno jazykem peněz: náklady jsou spíše fixní než variabilní. „Naše náklady na síť jsou fixní z nějakých 80–90 procent,“ říká Votruba z PREdistribuce. U maloodběratelů dnes naopak představuje pevná cena za odběrné místo jen řádově pětinu distribučního poplatku. Většina platby se odvíjí od toho, kolik elektřiny ze sítě odeberou.

Až doposud to nebyl problém. Systém zvýhodňoval domácnosti a motivoval k úsporám. Zároveň poskytoval výhodu těm, kdo si elektřinu vyrobili sami, na vlastní střeše. Zní to logicky: proč by měl někdo platit distribuční poplatky za elektřinu, kterou si sám vyrobí a na kterou distribuční síť nepotřebuje? Jenže, jak už bylo řečeno, náklady spojené s distribucí energie jsou především fixní. I kdyby samovýrobce odebíral elektřinu ze sítě jen jeden den v roce, distribuční společnost pro něj musí držet stejnou kapacitu, jako kdyby ji bral neustále. „Nároky na síť mohou být u samovýrobce dokonce ještě vyšší. Když má někdo na střeše například osm až deset kilowattů, bude v nějakých okamžicích dodávat víc, než jaký je jeho špičkový odběr. Bude tedy využívat větší kapacitu sítě než odběratel bez vlastní instalace,“ říká Votruba z PREdistribuce.

Dokud bylo samovýrobců pár, ostatní odběratelé jejich „slevu“ příliš nepocítili. Čím víc lidí si však při zachování současného systému bude vyrábět elektřinu doma, tím větší podíl za elektrickou síť zaplatí ti, kdo budou závislí na odběrech ze sítě. I tento problém bude muset reflektovat tarifní reforma na úrovni nízkého napětí, kterou připravuje Energetický regulační úřad. Poplatky už do budoucna nejspíš nebudou tolik odrážet množství elektřiny, kterou odebereme ze sítě, ale spíše to, jaké jsou skutečné náklady vyvolané spotřebitelským chováním.

Pro srovnání: člověk, který zůstane na víkend doma, platí dnes jen o něco nižší poplatky než ten, kdo odjede v pátek na chalupu a elektřinu odebírá tam. Chalupář je však pro distribuční sítě dvojnásobnou zátěží, protože je pro něj zapotřebí držet dvojnásobnou kapacitu.

Až donedávna nás něco tak nezáživného jako tarifní reforma na úrovni nízkého napětí nemuselo zajímat – v posledních dvou letech, kdy rostla především cena silové elektřiny, se distribuční poplatky jevily jako marginálie. Bylo to však dané i tím, že stát kromě platby „solárním baronům“ mimořádně uhradil také přibližně třicet miliard korun regulovaným společnostem, a tak de facto zmrazil výši distribučních poplatků. Státní rozpočet je ale čím dál tím více napjatý.

„V tuto chvíli probíhají jednání, zda a jaké stát poskytne subvence pro příští rok,“ říká Kebort z ERÚ. I to je však teprve začátek. Distribuční společnosti už hlásí Energetickému regulačnímu úřadu, že přizpůsobení se nové energetice bude drahé. Náklady se přitom budou muset promítnout do výše poplatků. „V příštích deseti letech počítají distribuční společnosti dohromady s investicemi přes 300 miliard Kč,“ říká Votruba z PREdistribuce. To je téměř sedmina všech plánovaných výdajů státu na letošní rok a zároveň částka o hodně vyšší, než jaká se uvádí v souvislosti s dostavbou nového jaderného bloku v Dukovanech.

 

Autorka je novinářka a spisovatelka.