Historická H. C. Ørsted Power Station (z roku 1920) v srdci rozvíjející se čtvrti Sydhavnen přešla z uhlí na plyn a dnes zásobuje metropoli teplem. O kus dál na pobřeží stojí Avedøre Power Station – dřívější uhelná elektrárna, dnes transformovaný biomasový gigant s celkovou účinností přes 90 %.

Energie se zde neschovává na periferii, ale integruje se přímo do života obyvatel. Vrcholem této filozofie je energetická spalovna odpadu Amager Bakke (CopenHill). Místo, kde se ročně promění 400 000 tun odpadu na teplo a elektřinu pro desetitisíce domácností, má na střeše celoroční lyžařskou sjezdovku a na fasádě nejvyšší lezeckou stěnu světa.

Dánsko ukazuje, že energetická transformace nestojí jen na megawattech, ale na schopnosti společnosti přijmout infrastrukturu jako přirozenou a užitečnou součást města.

Dánsko v číslech

• Dánsko má přibližně 6 milionů obyvatel.

• V roce 2025 vyrobily dánské větrné elektrárny podle provozovatele přenosové soustavy Energinet 19 TWh elektřiny, což odpovídalo 60 % domácí výroby – rekordní podíl, byť šlo paradoxně o podprůměrný větrný rok, kdy výroba z větru meziročně klesla o zhruba 1,5 TWh.

• Fotovoltaika přispěla 4,4 TWh, tedy 14 % domácí produkce.

• Celková domácí výroba elektřiny v roce 2025 klesla meziročně o téměř 2 TWh, zatímco spotřeba rostla.

• Z toho lze odhadnout celkovou domácí výrobu na přibližně 32 TWh.

Instalovaný výkon větrných elektráren dosahoval v roce 2025 přibližně 4,76 GW onshore a 2,3–2,7 GW offshore (údaje se liší podle zdroje a data odečtu), tedy zhruba 7–7,5 GW celkem. Instalovaná kapacita fotovoltaiky činila ke konci září 2025 asi 4,83 GW, s cílem dosáhnout 9 GW do roku 2030.

Paradox dovozu

Na první pohled paradoxní je, že Dánsko, které vyrábí tolik elektřiny z větru, je zároveň čistým dovozcem elektřiny. Vysvětlení je v časovém průběhu výroby. Větrné elektrárny v roce 2025 pokryly přibližně 60 % domácí výroby, ale jen asi 41 % spotřeby. Když v Dánsku fouká a elektřiny je přebytek, země ji vyváží. Když naopak nefouká, elektřinu dováží – často například vodní elektřinu z Norska.

Dánsko je od roku 2021 čistým importérem elektřiny, ale v roce 2024 dovezlo

• 9,2 TWh ze Švédska a

• 6,4 TWh z Norska

Zatímco vyvezlo

• 7,4 TWh do Německa,

• 0,6 TWh do Nizozemska a

• 3,8 TWh do Velké Británie.

Čisté importy v roce 2024 vzrostly meziročně o 19,4 %. Za rok 2025 uvádí electricityMaps čistý import 7,54 TWh.

Struktura soustavy: DK1 a DK2

Dánsko je rozděleno na dvě obchodní nesynchronní zóny, což je v Evropě unikátní konfigurace.

• DK1 (západní Dánsko, Jutsko a Fyn) je synchronně propojeno s kontinentální evropskou soustavou přes Německo.

• DK2 (východní Dánsko, Sjælland, Bornholm) patří do severské synchronní oblasti spolu s Norskem, Švédskem a Finskem. Země tak doslova leží na zlomové linii mezi dvěma evropskými synchronními systémy.

Tento rozdíl se projevuje i v provozu: DK1 spustilo místní kapacitní trh s regulační energií (aFRR) 1. října 2024 a od té doby je součástí kontinentálního mechanismu PICASSO, zatímco DK2 je od prosince 2022 součástí severského aFRR trhu. Praktickým důsledkem je, že DK1 musí udržovat bilanci na hranicích s Německem a Nizozemskem odděleně od DK2, které bilancuje v rámci severského systému.

HVDC spojení přes most Storebælt je jediným fyzikálně možným propojením pro tok elektřiny mezi DK1 a DK2.

Cenové rozdíly mezi zónami vznikají hlavně v důsledku přenosových omezení uvnitř Dánska a rozdílné dostupnosti přeshraniční kapacity každé zóny.

Přeshraniční propojení

Dánská elektroenergetika nestojí jen na větru, ale také na síti podmořských kabelů: 1,4 GW do Velké Británie, až 1,7 GW do Norska, 700 MW do Nizozemska a dalších 400 MW hybridního propojení s Německem.

• Viking Link (DK1–Velká Británie): S kapacitou 1,4 GW a délkou 765 km jde o zatím nejdelší podmořské HVDC propojení na světě. V komerčním provozu je od 29. prosince 2023 a investice do něj dosáhla zhruba 2 miliard eur. Provoz odstartoval na omezené kapacitě 800 MW z důvodu stability sítě v zóně DK1. K navýšení na plných 1,4 GW došlo po dokončení posílení vedení West Coast Connection, plánovaném na první čtvrtletí 2025. Hned v prvních měsících (prosinec 2023 – březen 2024) směřoval tok energie převážně na západ: Velká Británie dovážela elektřinu 76 % času, zatímco Dánsko pouhých 17 %.

• Skagerrak 1–4 (DK1–Norsko): Jde o čtveřici kabelů budovaných postupně mezi lety 1976 a 2014 se souhrnnou kapacitou 1,6 GW. Propojení zároveň nabízí čerstvou ukázku zranitelnosti podmořské infrastruktury: jeden z kabelů (Skagerrak 2 z roku 1977) se začátkem června 2026 odstavil z provozu kvůli poruše přibližně 30 km od dánského pobřeží. Výpadkem se kapacita dočasně snížila o 245 MW, přičemž oprava byla naplánována na začátek září 2026. Norský provozovatel Statnett sabotáž vyloučil a poruchu přisoudil opotřebení. A téma dánského propojení je politicky citlivé i na druhé straně moře – norská vládní Strana práce postavila kampaň na slibu neschvalovat žádná nová mezinárodní propojení. Část norské veřejnosti se totiž obává, že dodávky elektřiny na dánský a kontinentální trh jim “vysávají” levnou energii z přehrad a zvyšují domácí ceny.

• COBRAcable (DK1–Nizozemsko): Podmořské propojení s kapacitou 700 MW a délkou 325 km slouží energetice od září 2019. Celkové náklady na jeho výstavbu dosáhly zhruba 580 milionů eur.

• Kriegers Flak Combined Grid Solution (DK2–Německo): Unikátní 400MW hybridní propojení kombinuje funkci klasického mezistátního kabelu s připojením tří mořských větrných parků (dánský Kriegers Flak s 605 MW a německé Baltic 1 a 2 s celkem 966 MW). V provozu je od roku 2019 jako první systém svého druhu na světě – sdílí offshore infrastrukturu pro výrobu i přenos současně. Když silně fouká, kabel prioritně odvádí větrnou energii na pevninu; v období bezvětří pak stejné vedení slouží k přímé obchodní výměně elektřiny mezi Dánskem a Německem.

Vítr, CfD a Energy Island

Dánsko je kolébkou mořské větrné energetiky. V roce 1991 zde u pobřeží Vindeby vztyčili vůbec první komerční offshore park na světě s úsměvným celkovým výkonem 4,95 MW. Dnes zhruba 700 dánských mořských turbín generuje okolo 2,7 GW. Pionýrské projekty jako Horns Rev 1 (160 MW) či Anholt (400 MW) postupně vyšlapaly cestu gigantům: aktuálně rozestavěný park Thor (RWE) vrhne na trh 1,1 GW – v polovině roku 2026 už v moři stála dobrá polovina z jeho 72 čtrnáctimegových věží.

Příběh o neotřesitelném růstu ale dostal v posledních letech tvrdou ránu. V dubnu 2024 Dánsko vypsalo svůj dosud největší tendr na 10 GW nové kapacity. Státní úředníci nasadili přísné podmínky: žádné dotace, povinnost platit státu koncesní poplatky a k tomu povinnost přijmout stát jako 20% spoluvlastníka. Při uzávěrce na první 3 GW v prosinci 2024 nedorazila ani jediná nabídka. I domácí šampion Ørsted účast odmítl s tím, že poměr rizika a výnosu je neakceptovatelný.

Poučení přišlo poměrně rychle. V listopadu 2025 vypsalo Dánsko přepracované aukce, ze kterých škrtlo přemrštěná očekávání a vrátilo se k osvědčenému modelu oboustranných rozdílových kontraktů (CfD), které dělí riziko výkyvů cen mezi investora a stát. Taktika zabrala: do soutěže na prvních 1,8 GW v květnu 2026 se již developeři opět přihlásili.

Bornholm Energy Island: První přeshraniční energetický uzel světa

V lednu 2026 podepsaly Dánsko a Německo na summitu v Hamburku historickou dohodu o financování Bornholm Energy Island – vůbec prvního projektu na světě, kde dvě země společně staví a platí offshore energetický uzel.

Myšlenka je elegantní: ostrov Bornholm poslouží od roku 2030 jako centrální křižovatka pro 3 GW výkonu ze zhruba 15 km vzdálených mořských větrníků. Odtud poběží elektřina dvěma směry:

• 2 GW kabel namíří do německého Vorpommern-Greifswaldu (provozuje 50Hertz),

• 1,2 GW kabel propojí ostrov s dánským Sjællandem (provozuje Energinet).

Projekt se stal vlajkovou lodí Evropské unie – Evropská komise jej podpořila grantem ve výši 645 milionů eur a zařadila ho mezi prioritní „Energy Highways“. Výsledný energetický uzel bude zásobovat čistou elektřinou přibližně 3 miliony domácností v obou zemích.

Levná silová elektřina, nejdražší účty v EU

Masivní rozvoj větru přináší dánskému trhu extrémní volatilitu. V západní zóně DK1 dosáhl rok 2025 rekordních 441 hodin se zápornou cenou. Když silně fouká, trh přetéká energií. Opačný extrém předvedlo počasí 20. ledna 2025 během bezvětří (Dunkelflaute), kdy cena v 17:00 vyskočila na 583,40 eur/MWh (oproti rannímu minimu 114 eur). Data potvrdila silnou zápornou korelaci (-0,77) mezi výrobou z OZE a cenou: čím více fouká a svítí, tím níže ceny padají.

V evropském srovnání tak Dánsko nabízí unikátní paradox:

• Na burze pod průměrem EU: Díky větru a hustému přeshraničnímu propojení (Norsko, Švédsko, Německo, UK, NL) patří dánská silová elektřina na velkoobchodním trhu k nejlevnějším v Evropě.

• Pro domácnosti nejdražší v EU: Dánské rodiny přesto platí jedny z nejvyšších koncových cen (přes 0,35 EUR/kWh).

Důvodem je státní daňová politika. Samotná silová elektřina tvoří často méně než třetinu výsledné faktury – zbytek představují vysoké spotřební daně, 25% DPH a distribuční poplatky, kterými stát financuje rozvoj sítě. Jelikož je dánský průmysl od většiny těchto daní osvobozen, platí účet za zelenou transformaci primárně běžné domácnosti.

Flexibilita v praxi

Integrace obrovského množství nestabilního větru vyžaduje v Dánsku pokročilou flexibilitu. Právě zde nastupují technologie Power-to-X, které dokážou přebytečnou elektřinu proměnit na vodík nebo ji uložit pro pozdější využití. Dva projekty ukazují, jak tato tranzice vypadá v reálném provozu:

• HySynergy (Fredericia): První fáze projektu – 20MW elektrolyzér – od roku 2024 komerčně dodává zelený vodík sousední rafinerii Crossbridge Energy a sítě čerpacích stanic Everfuel. Přebytkové teplo z výroby navíc odebírá místní teplárna TVIS. Projekt směřuje k postupnému rozšíření až na 1 GW do roku 2030 a tvoří páteř dánského cíle dosáhnout 2 GW elektrolyzérové kapacity do roku 2035.

• Måde (Esbjerg): Unikátní hybridní areál uvedený do provozu v roce 2024 kombinuje 16 MW větrného výkonu, bateriové úložiště (5 MW / 20 MWh) a rozšiřované elektrolyzéry. Provozovatel European Energy zde ve spolupráci s obchodníkem Twig Energy řídí celý komplex pod jedinou bilanční odpovědností. Systém v reálném čase reaguje na ceny na burze: podle potřeby buď ukládá energii do baterie, vyrábí vodík, nebo dodává elektřinu přímo do sítě.

Teplárenství: Nejlevnější dánská baterie

Nejefektivnějším nástrojem dánské flexibility ale nejsou lithiové baterie, ale systém dálkového vytápění. Na síť o délce přes 60 000 km je připojeno přibližně 65 % dánských domácností (v Kodani dokonce 98 %). Téměř každé z více než 400 místních teplárenských družstev disponuje vlastními tepelnými akumulátory – například kodaňský metropolitní systém spoléhá na řadu obřích zásobníků, včetně dvojice nádrží v Avedøre o celkovém objemu 40 000 m3 horké vody.

Právě tyto akumulátory umožňují dokonalé oddělení výroby tepla od jeho aktuální spotřeby:

• Při záporných nebo nízkých cenách elektřiny teplárny zapnou elektrické kotle a průmyslová tepelná čerpadla (tzv. Power-to-Heat). Levným větrem naplní akumulační nádrže horkou vodou.

• Při vysokých cenách elektřiny naopak teplárenské kogenerace spustí výrobu elektrické energie na plný výkon do sítě, zatímco dodávky tepla pro města čerpají čistě ze zásobníků.

Tento mechanismus poskytuje síti obrovskou flexibilitu v řádu hodin až dnů bez nutnosti nákladné výstavby chemických baterií. Transformací prošel i samotný palivový mix: zatímco v roce 1990 tvořilo uhlí poloviční podíl, dnes dánské teplárenství využívá z téměř dvou třetin obnovitelné zdroje a biomasu s celkovou účinností až 90 %.

Lekce pro nás

Několik faktorů omezuje přenositelnost dánské zkušenosti.

• Přírodní baterie v sousedství: Čtyři obří kabely dávají Dánsku přímý přístup k norským vodním elektrárnám. Tuto přirozenou akumulaci vnitrozemské státy jednoduše nemají.

• Mořská geografie: Dánsko leží mezi dvěma moři s ideálním větrným potenciálem, což je výhoda vázaná na konkrétní mapu.

• Mix bez jádra: Dánská síť nemusí řešit složitou technickou souhru jaderných bloků s proměnlivými obnovitelnými zdroji.

Dánsko neslouží jako univerzální návod, ale jako laboratoř plná reálných dat z provozu:

1. Riziko u drahých mořských parků: Zatímco levnější pevninský vítr (např. ve Finsku) se dokáže zaplatit sám díky přímým smlouvám s průmyslem, u extrémně drahých mořských projektů (offshore) trh bez státu selhává. Dánské fiasko aukcí bez dotací a následný rychlý návrat k garantovaným oboustranným kontraktům (CfD) ukazuje, že u obřích infrastrukturních staveb je férové rozložení rizika mezi stát a investora nevyhnutelné.

2. Teplárenství jako pružná baterie: Dánsko využitím akumulačních nádrží v dálkovém vytápění dokáže požírat přebytky levného větru a měnit je na teplo. České teplárenství má pro podobnou transformaci ideální základ, schází mu však větší rozšíření tepelné akumulace.

3. Vytřízlivění z přehnaných vodíkových plánů: I větrné Dánsko s přebytkem levné elektřiny staví vodík jen jako skromný doplněk (16 MW vítr, baterie a 8MW elektrolyzér), který běží jen při nejnižších cenách. Pro Česko bez přebytků levného větru je to varování před stavěním vzdušných zámků.

4. Přeshraniční dělení účtů: Model z Bornholm Energy Island ukazuje konkrétní návod, jak mohou dva státy spravedlivě sdílet náklady i přínosy společné síťové infrastruktury.

Dánská data ukazují zemi, která láme rekordy v podílu větru (přes 60 %) i v počtu hodin se zápornou cenou (přes 400), ale zároveň naráží na provozní limity, drahé síťové investice a tržní výkyvy.

Dánsko je v tomto extrémně zajímavé, protože ukazuje druhou stranu mince: jak to vypadá, když společnost infrastrukturu nepřijímá jen jako „nutné zlo“, ale jako přirozenou součást krajiny, rozpočtu a odpovědnosti.

Subscribe now

Tradiční model enterprise IT v energetice naráží na své limity. Vizi jednoho monolitického systému od jednoho dominantního dodavatele, který pokryje vše od řízení sítě přes obchod až po péči o zákazníka, vystřídala potřeba flexibility. Rychlá dekarbonizace, masivní rozvoj obnovitelných zdrojů, vznik komunitní energetiky a požadavek na řízení flexibility v reálném čase vyžadují jiný přístup: modulární architekturu (Composable Enterprise).

Moderní energetické firmy již nechtějí spoléhat na kompletní vývoj na zakázku ani na uzavřené „krabice“ spojené se zátěží vendor lock-inu. Namísto toho kombinují tři světy:

1. Osvědčené komerční systémy (COTS): Pro standardizované jádro podniku (např. CRM nebo core SCADA).

2. Vlastní vývoj a zakázkový kód: Pro oblasti, které tvoří unikátní know-how a konkurenční výhodu (tradingové algoritmy, zákaznické portály, specifické predikční modely).

3. Open-source a komunitní moduly: Pro sdílené, komoditní výpočetní funkce a datové rozhraní.

Aby však tato stavebnice fungovala a jednotlivé kostky do sebe zapadaly, je nezbytný společný architektonický rámec.

Cest je samozřejmě více, nicméně zřejmě nejkomplexnějším pokusem o jeho vytvoření v globálním měřítku se stal LF Energy Functional Architecture Model, na který se chci podívat dnes. Poskytuje inspiraci v řadě oblastí a nakonec i v aspektu, že příliš komplexní frameworky většinou zůstávají v prvotní verzi, dlouhodobá údržba je prostě příliš složitá. Ale dává nám poučení:

Nekreslete neudržitelné monolity. Definujte standardizovaná rozhraní, používejte ověřené komponenty se silnou komunitou, držte architekturu lehkou a nechte ji žít přímo s kódem.

Dnes je text delší, tak si z něj vyzobejte, co vás bude bavit. K tématu otevřené architektury a interního vývoje se určitě ještě vrátím v některém z dalších dílů z pohledu scope managementu a řízení vývoje. Pojďme na LF Energy.

LF Energy Functional Architecture Model: Architektura jako kód

Pod hlavičkou nadace LF Energy (spadající pod Linux Foundation) vznikly desítky samostatných open-source projektů — od digitálních stanic (SEAPATH, CoMPAS), přes agregaci flexibility a edge computing (FledgePower) až po řízení operací na velínu (OperatorFabric). Bez společného jmenovatele však hrozilo, že tyto projekty budou nekompatibilní a pro podnikové architekty neuchopitelné.

V roce 2022 proto konsorcium lídrů — včetně francouzského TSO RTE, nizozemského DSO Alliander, výzkumného institutu EPRI a univerzity RWTH Aachen — zahájilo vývoj referenčního architektonického modelu.

Klíčovým přínosem této iniciativy nebyl jen obsah, ale i metodika:

• ArchiMate jako univerzální jazyk: Model nestojí na neformálních diagramech, ale na mezinárodním standardu ArchiMate (The Open Group). Formálně odděluje byznysovou, aplikační a technologickou vrstvu.

• Git-based kolaborace (Architecture as Code): Model byl vyvíjen v otevřeném nástroji Archi s využitím pluginu coArchi. Veškeré změny probíhaly přes Git repozitáře (GitHub), verzi po verzi, pomocí pull requestů a revizí — přesně tak, jak se vyvíjí moderní software.

• Strojová zpracovatelnost a licence: Výsledný artefakt je publikován pod otevřenou licencí CC-BY-4.0 a automaticky generován do webové struktury i strukturovaných datových formátů (ArchiMate XML, CSV).

Propojení byznysu a technologie

Jedním z nejcennějších prvků modelu je import existujícího kapacitního modelu NBility, vyvinutého pro distribuční provozovatele v Nizozemsku. Model tak nepopisuje jen software, ale v první řadě mapuje business capabilities — tedy katalog toho, co všechno musí energetická firma umět vykonávat:

1. Správa aktiv a rozvoj sítě: Obnova a rozvoj infrastruktury, technická standardizace, monitoring provozu v reálném čase, údržba a posuzování připojitelnosti.

2. Připojování a péče o zákazníka: Proces připojování (zřizování přípojek), smluvní agenda (smlouvy o připojení a distribuci) a zákaznická obsluha.

3. Trh a flexibilita: Organizování trhu a zúčtování odchylek, alokace kapacit a sdílené elektřiny, řízení úzkých hrdel a neprůchodností sítě (congestion management).

4. Řízení provozu a poruchová služba: Analýza poruchových stavů, řízení oprav a odstraňování poruch.

Model tyto byznysové schopnosti a tržní role (vycházející z modelů ENTSO-E/ebIX) přímo propojuje s konkrétními open-source moduly. Podnikový architekt díky tomu může v katalogu snadno identifikovat, že například pro capability v oblasti operativního řízení provozu – jako je přehledové řízení provozních událostí v reálném čase (Centralized real-time business event management) – již existuje připravený modul OperatorFabric, místo aby vymýšlel vlastní řešení na zelené louce.

Cíle

Cílem je vytvořit společný, formálně strukturovaný “referenční architektonický jazyk”, pomocí kterého lze:

• popsat, jaké obchodní/provozní funkce (business capabilities) energetický systém jako celek potřebuje,

• zmapovat, který konkrétní LF Energy projekt (nebo skupina projektů) tuto funkci pokrývá,

• identifikovat prázdná místa (capability gaps), kde žádný open-source projekt zatím neexistuje,

• a poskytnout důvěryhodnou, verzovanou a otevřeně licencovanou referenci, na kterou se mohou odvolávat podnikové architektury jednotlivých organizací (TSO, DSO, agregátorů, výrobců zařízení).

Metodologický základ: Architektura postavená na ArchiMate a Gitu

Model stojí na mezinárodním standardu ArchiMate (od The Open Group, sesterském rámci k TOGAF). Tato volba je pro celou koncepci zásadní – ArchiMate striktně odděluje architektonické vrstvy (Business, Application, Technology, doplněné o Motivation, Strategy či Implementation & Migration) a přesně definuje prvky i vzájemné vztahy mezi nimi.

Rámec přenáší vývojářské postupy z psaní kódu přímo do světa enterprise architektury (Architecture-as-Code):

• Git-based kolaborace: Model je editovatelný v open-source nástroji Archi s pluginem coArchi (Model Collaboration for Archi). To umožňuje kompletní verzování souboru .archimate v repozitáři na GitHubu – včetně historie změn, revizí a práce přes pull requesty.

• Otevřenost a permisivní licence: Celý repozitář je publikován pod licencí Creative Commons Attribution 4.0 (CC-BY-4.0), což garantuje volnou použitelnost pro jakýkoliv komerční i nekomerční subjekt.

• Strojová zpracovatelnost: Z modelu se automaticky generuje nejen statická webová prezentace (architecture.lfenergy.org) a dokumentace (PDF, DOCX), ale především standardizovaný export do ArchiMate XML a plochých CSV souborů (elements, properties, relations). Nejde tedy o pouhou sadu statických obrázků, ale o plně strojově čitelný a dále zpracovatelný artefakt.

Výsledkem je kombinace čtyř klíčových pilířů: otevřený architektonický standard + open-source nástroj + Git-based kolaborace + permisivní licence.

LF Energy FAM: Business vrstva

Nejobjemnější a nejcennější součástí modelu je vrstva byznysových/kapacitních (capability) elementů — tedy katalog toho, “co všechno energetická firma musí umět dělat”, nezávisle na konkrétní implementaci. Model tuto vrstvu nevymýšlí od nuly, ale importuje a znovupoužívá existující referenční modely, což je architektonicky velmi podstatný bod.

Jádrem business vrstvy je NBility Model

Základem byznysové vrstvy celého rámce je NBility Model – referenční katalog schopností (capability model) vytvořený v nizozemském energetickém prostředí pod hlavičkou asociace Netbeheer Nederland a distribuční společnosti Alliander. V rámci LF Energy byl forkován do samostatného repozitáře a tvoří standardizovanou „mapu schopností podniku“ (Business Capability Map) – odvětvovou obdobu univerzálních rámců typu APQC, avšak navrženou přímo na míru distribučnímu provozovateli (DSO).

Model dekomponuje provoz distribuční soustavy do stovek granulárních funkcí a objektů napříč 5 klíčovými doménami.

Správa aktiv a rozvoj sítě (Asset Management & Grid Development)

Tato doména pokrývá celý životní cyklus fyzické infrastruktury od investičního záměru až po likvidaci:

• Plánování a rozvoj sítě: Dlouhodobé plánování kapacit, modelování scenářů rozvoje (rozvoj OZE, tepelných čerpadel, elektromobility), tvorba investičních plánů (CAPEX) a posuzování ekonomické návratnosti.

• Posuzování připojitelnosti: Provozní a výpočetní ověřování volné kapacity v daném uzlu sítě pro nové žádosti o připojení zdrojů nebo odběrů.

• Technická standardizace: Správa typových řad prvků sítě (transformátory, vedení, spínací prvky), definování technických podmínek a normativů pro výstavbu.

• Řízení údržby a obnovy (OPEX): Plánování preventivní údržby na základě stavu aktiv (Condition-Based Maintenance), řízení revizí, správa životního cyklu zařízení a plánování systematické obnovy (Aged Asset Replacement).

• Monitoring stavu aktiv: Průběžné vyhodnocování diagnostických dat z terénu (např. teplota oleje transformátorů, plyn v izolaci, chování spínacích prvků) pro detekci degradace.

Připojování a péče o zákazníka (Customer & Connection Management)

Doména zaměřená na procesní vztah mezi provozovatelem soustavy, zákazníkem a obchodníkem:

• Proces řízení přípojek: Komplexní end-to-end proces od přijetí žádosti o připojení, přes vydání stanoviska k připojení, uzavření smlouvy, až po kontrolu předávacího místa a fyzické zapojení/zaplombování.

• Správa smluvní agendy: Správa Smluv o připojení (SOP) a Smluv o zajištění služby distribuční soustavy (SZO), změny zákaznických parametrů (změna příkonu, změna jističe, změna sazby).

• Zákaznická obsluha a samoobsluha: Provoz zákaznického portálu, vyřizování reklamací (např. na kvalitu elektřiny či naměřená data), obsluha požadavků na odpojení/připojení a krizová komunikace při plánovaných odstávkách.

Trh a flexibilita (Market Processes & Congestion Management)

Procesy zajišťující interakci s trhem, Operátorem trhu (OTE), datovým centrem (EDC) a poskytovateli flexibility:

• Provozní tržní procesy: Registrace a správa OPM (Odběrných a předávacích míst), procesy změny dodavatele elektřiny, registrace účastníků sdílení a registrace agregátorů flexibility.

• Vyhodnocování a alokace naměřených dat: Sběr a validace dat z chytrého měření (AMM) i profilovaných odběrů, provádění dopočtů, alokace naměřených dat pro zúčtování odchylek a výpočet alokačních klíčů pro sdílenou elektřinu.

• Řízení úzkých hrdel (Congestion Management): Identifikace předpovězených neprůchodností v síti, kvantifikace potřeby flexibility v dané lokalitě a nákup/aktivace necertifikované i certifikované flexibility pro odvrácení přetížení.

• Verifikace a výpočet baseline: Vyhodnocování skutečného poskytnutí flexibility podle srovnávacích základen (baseline) pro potřeby finančního vyrovnání s agregátory.

Řízení provozu a poruchová služba (Operations & Outage Management)

Procesy bezprostředně spojené s operativním řízením sítě a řešením nestandardních stavů:

• Detekce a klasifikace poruch: Automatický i manuální příjem hlášení o výpadcích (z SCADA/AMM nebo od zákazníků), lokace místa poruchy a její typové zařazení.

• Řízení poruchové služby a výjezdů: Dispečerské řízení terénních skupin, příprava a schvalování manipulací na síti pro zajištění bezpečného pracoviště, koordinace trvalých oprav a obnovy napájení.

• Provozní analýzy a hypervize: Vyhodnocování přechodových dějů, analýza příčin havárií (Root Cause Analysis), sledování ukazatelů plynulosti dodávek (SAIDI, SAIFI) a výkaznictví pro regulační orgán (ERÚ).

Podpůrné a enterprise funkce (Enterprise Support & Data Governance)

Cross-funkční schopnosti nutné pro bezpečný a efektivní chod podniku:

• Správa datových produktů (Data Governance): Definování datového vlastnictví (Data Ownership), správa katalogu datových sad (Data Catalog), nastavování pravidel pro kvalitu dat a řízení životního cyklu datových produktů pro interní i externí rozhraní.

• Compliance a řízení rizik: Sledování plnění legislativních povinností (Energetický zákon, Kybernetický zákon / NIS2), auditování přístupů k datům a řízení provozních i kybernetických rizik.

• Enterprise Operations: Standardní podpůrné procesy přizpůsobené energetickému prostředí – řízení nákupu a dodavatelů (Procurement), finanční řízení a controlling, správa lidských zdrojů (HR) a BOZP pro práci na elektrických zařízeních.

LF Energy Functional Architecture Model propojuje tento rozsáhlý katalog byznysových schopností s konkrétními aplikacemi a open-source projekty. Pro enterprise architekty tak dává jasnou odpověď na klíčovou otázku: „Která konkrétní komponenta či IT modul naplňuje kterou byznysovou schopnost distribučního provozovatele?“

Byznysoví aktéři a tržní role (Harmonizovaný model ENTSO-E/ebIX)

Vedle samotných schopností (capabilities) definuje model také katalog aktérů a rolí (Business Actor / Business Role). Ty přímo vycházejí z mezinárodně uznávaného standardu Harmonised Electricity Market Role Model (pod záštitou ENTSO-E, ebIX a EFET), který tvoří legislativní i procesní základ evropského trhu s elektřinou.

Model pokrývá kompletní spektrum rolí – od tradičních provozovatelů až po nové účastníky trhu:

• Provozovatelé infrastruktur: Provozovatel přenosové/distribuční soustavy (System / Grid Operator), provozovatel elektroenergetického datového centra či měření (Meter Operator / Administrator) a architekt/plánovač sítě (Grid Architect / Planner).

• Tržní a bilanční subjekty: Subjekt zúčtování (Balance Responsible Party – BRP), dodavatel elektřiny (Balance Supplier), obchodník (Trader) a koordinátor/alokátor přenosových kapacit (Transmission Capacity Allocator).

• Správa naměřených dat a zúčtování: Správce naměřených dat (Metered Data Responsible), sběratel/agregátor dat (Metered Data Collector/Aggregator) a subjekt zúčtování odchylek (Imbalance Settlement Responsible).

• Nové role a služby: Poskytovatel energetických služeb (ESCO), výrobce (Producer), zákazník (Consumer) a koordinátoři rezerv a flexibility (Reserve Allocator / Capacity Trader).

Tato část modelu vytváří most mezi tím, CO se dělá (funkční dekompozice procesů), a KDO to dělá (institucionální dělení rolí na trhu). Pro enterprise architekty je tento přechod zásadní při návrhu integračních rozhraní, B2B datových toků a bezpečnostních politik. Přesně z tohoto vzorce totiž vychází evropská tržní regulace i standardizovaná datová výměna mezi TSO, DSO, OTE/EDC a jednotlivými obchodníky či agregátory.

LF Energy FAM: Aplikační vrstva

Nad byznysovou vrstvou (která definuje CO podnik dělá) stojí aplikační vrstva ArchiMate, která popisuje JAKÉ softwarové schopnosti, komponenty a data jsou k naplnění těchto byznysových potřeb potřeba. Model LF Energy dělí tuto vrstvu do tří logických pilířů:

Generic Application Functions (Generické aplikační funkce)

Jde o katalog technologicky i dodavatelsky neutrálních výpočetních a informačních funkcí. Tyto funkce se opakovaně vyskytují v systémech SCADA, EMS, DMS či EMS bez ohledu na to, zda je dodává velký COTS výrobce, nebo vznikají jako open-source:

• Analýza a matematické výpočty sítě (Grid Analysis & Calculation):

• Stabilita a dynamická bezpečnost soustavy (System Stability & Security):

• Predikce a prognózování (Forecasting Functions):

• Provozní monitoring a dispečerské řízení (Operational Monitoring & Control):

• Modelové a datové operace (Model & Data Operations):

Generic Application Components (Generické aplikační komponenty)

Zatímco funkce říkají, co se dělá, komponenty představují konkrétní, znovupoužitelné technologické stavební bloky (připravené SW moduly a infrastrukturu), na kterých tyto funkce běží. Model tím naznačuje doporučený referenční technologický stack:

• Správa identity a přístupů: Keycloak (standard pro federovanou autentizaci, autorizaci a OAuth2/SSO v mikroslužbách).

• Datová úložiště: MongoDB (dokumentová databáze pro ukládání flexibilních datových struktur a logů) či specializované time-series databáze pro časové řady.

• Asynchronní komunikace a messaging: RabbitMQ / Apache Kafka (message brokery pro událostmi řízenou architekturu / EDA).

• Specializované výpočetní enginy: Např. vyhrazený Dynamic Security Assessment engine nebo Power Flow engine vyčleněný do samostatné mikroslužby.

Generic Data Objects (Generické datové objekty)

Poslední částí aplikační vrstvy je sémantický katalog sdílených datových entit. Tyto objekty propojují abstraktní pojmy v aplikacích s konkrétními standardizovanými formáty (např. normami CIM/CGMES):

Architektonický přínos aplikační vrstvy

Tato vrstva funguje jako překladový slovník. Dává vývojářům i architektům do rukou jasnou matici: říká, jakou funkci (např. State Estimation) implementovat pomocí jaké komponenty (např. dedicated C++ engine) a nad jakými přesně definovanými datovými objekty (např. CGMES EQ a SV profily). Na základě toho lze skládat aplikace jako stavebnici bez rizika, že si jednotlivé moduly nebudou rozumět.

LF Energy FAM: Vrstva interoperabilních standardů

V kontextu otevřené architektury tvoří tato část samotné srdce celého modelu. LF Energy zde nedefinuje vlastní uzamčené formáty, ale striktně se opírá o akceptované mezinárodní normy (především standardy IEC, CIM a IEC 61850).

Právě tato vrstva dává architektuře reálný smysl: zaručuje, že open-source řešení nejsou izolovaným ostrovem, ale jsou od prvního dne strojově interoperabilní s proprietárními systémy velkých globálních dodavatelů (jako jsou Siemens, GE, Schneider Electric či Hitachi Energy).

Proč je tato vrstva klíčová a co v praxi umožňuje?

• Odstranění závislosti na jediném dodavateli (Vendor Lock-in):

• Bezšvové sdílení síťových modelů mezi provozovateli (TSO/DSO):

• Bleskový sběr telemetrie a reakce v reálném čase:

• Standardizovaná automatizace a digitální dvojče rozvoden:

• Propojení fyzické sítě s trhem a zákazníky:

Otevřená architektura v pojetí LF Energy neznamená pouhou tvorbu otevřeného zdrojového kódu. Znamená především vynucenou interoperabilitu. Vyvinutý open-source modul lze okamžitě zapojit do stávajícího prostředí distribučního provozovatele, aniž by bylo nutné měnit stávající systémy SCADA či GIS.

LF Energy FAM: Mapování na konkrétní LF Energy projekty

Model propojuje teoretický svět architektonických funkcí s reálným softwarem. V sekci LFE Projects přiřazuje k jednotlivým byznysovým a aplikačním schopnostem (capabilities) konkrétní open-source projekty:

• OperatorFabric: Modularizované dispečerské rozhraní (front-end), které sjednocuje události, alarmy a provozní stav sítě ze SCADA i analytických systémů do jednoho uživatelského panelu operátora.

• FledgePower: Otevřená IoT/OT mezivrstva pro terénní zařízení a sekundární trafostanice, která překládá různorodé protokoly senzorů do standardizované datové struktury IEC 61850.

• Seapath: Virtualizovaná, vysoce dostupná Linuxová platforma pro běh kritických automatizačních aplikací v rozvodnách v reálném čase bez závislosti na jednoúčelovém hardwaru.

• OpenSTEF: Nástroj postavený na strojovém učení pro automatizovaný výpočet krátkodobých predikcí spotřeby a výroby z obnovitelných zdrojů v jednotlivých uzlech sítě.

• PowSyBl (Power System Blocks): Modulární C++ a Java výpočetní framework určený k provádění vysoce výkonných simulací toku výkonu (Power Flow) a kontingentních analýz soustavy.

• GXF (Grid eXchange Fabric): Bezpečná abstraktní platforma pro hromadný sběr dat a vzdálenou správu chytrých elektroměrů (AMM), pouličního osvětlení a IoT senzorů.

• CoMPAS: Otevřený konfigurační nástroj pro správu a validaci souborů SCL (Substation Configuration Language) podle normy IEC 61850 pro digitální rozvodny.

• Artery: Simulátor komunikačních sítí a dopravní infrastruktury určený pro modelování vlivu masivního nabíjení elektromobilů na distribuční síť.

• EVerest: Otevřený softwarový stack přímo pro řízení nabíjecích stanic elektromobilů (EV), který podporuje komunikaci ISO 15118 i protokoly OCPP.

• Hyphae: Ekosystém mikroslužeb zaměřený na peer-to-peer obchodování s energií a automatizovanou bilanci v mikrosítích (Microgrids).

• a mnohé další.

Hodnocení modelu: Přínosy, limity a lekce z praxe

LF Energy Functional Architecture Model je konkrétním a dobře zdokumentovaným důkazem, jak lze koncept „otevřené architektury“ v energetice operacionalizovat daleko za hranicemi pouhého sdílení zdrojového kódu.

Stojí na pomezí tří světů, které se v energetickém IT protínají zřídka: enterprise architektury (ArchiMate/TOGAF), odvětvových normativních standardů (CIM, IEC 61850) a komunitního vývoje (Git-based kolaborace, permisivní licence).

Silné stránky: Proč je model výjimečný?

• Principy Architecture-as-Code: Model je plně strojově čitelný (ArchiMate XML/CSV), verzovaný v Gitu a šířený pod volnou licencí Creative Commons (CC-BY-4.0).

• Standardizované základy: Nevytváří vlastní proprietární sémantiku. Důsledně staví na mezinárodních normách IEC a prověřených referenčních modelech (NBility, ENTSO-E tržní role), čímž naplňuje princip „nevymýšlet znovu vymyslené“.

• Praktická použitelnost: Propojuje abstraktní byznysové funkce s konkrétními open-source projekty (OperatorFabric, FledgePower aj.). Nejde tedy o akademické cvičení, ale o nástroj pro reálné rozhodování Build vs. Buy.

Limity a faktický stav: Na co si dát pozor?

Pro objektivní zhodnocení je nutné reflektovat i praktické překážky, na které projekt narazil:

• Pozastavený vývoj (Status: On Hold / Discontinued): K dnešnímu dni (2026) je další rozvoj modelu oficiálně pozastaven. Řada sekcí tak zůstala ve fázi konceptuálního návrhu (Draft).

• Nekompletní pokrytí ekosystému: Mapování projektů na jednotlivé schopnosti funguje spíše jako Proof-of-Concept – z desítek projektů LF Energy byla formálně zdokumentována pouze část.

• Jazyková heterogenita: Část převzatého obsahu z modelu NBility zůstala v holandštině, což bez další adaptace zvyšuje bariéru pro mezinárodní týmy.

• Závislost na modelovacím nástroji: Práce s modelem vyžaduje nástroj Archi s pluginem coArchi, což může být pro týmy zvyklé na čistě textové/YAML formáty mírnou překážkou.

Závěr pro IT lídry: Jak (ne)stavět vlastní otevřenou architekturu

Příběh a pozastavení vývoje LF Energy Functional Architecture Modelu dává enterprise architektům a CIO neobyčejně cennou lekci. Ukazuje totiž typický životní cyklus většiny velkých architektonických rámců: počáteční vizionářskou verzi se podaří vytlačit, ale udržet dlouhodobý rozvoj je v praxi téměř nemožné.

Pokud plánujete vývoj vlastní otevřené či podnikové architektury, plyne z toho několik zásadních doporučení:

1. Past zvaná „udržovací zátěž“ (Maintenance Bottleneck)

Obecné a komplexní frameworky často dojdou na vlastní těžkopádnost. Když architektonický model vyžaduje, aby se při každé změně v kódu nebo API manuálně upravovaly desítky diagramů ve vizuálním nástroji (jako Archi), vznikne úzké hrdlo.

• Poučení: Architektura nesmí být dokumentačním rozsáhlým monolitem. Musí být co nejlehčí (lean), ideálně generovaná automaticky přímo z kódu a definic rozhraní (Architecture-as-Code).

2. Otevřenost znamená především standardy, ne sdílený diagram

Ukazuje se, že největší trvalou hodnotu nemají abstraktní nakreslené krabičky, ale striktní dodržování mezinárodních datových normativů (IEC/CIM, IEC 61850).

• Poučení: Pokud moduly dodržují stejné sémantické rozhraní, jsou vzájemně nahraditelné a interoperabilní bez ohledu na to, zda má firma nakreslený aktuální centralizovaný model celého podniku.

3. Architektura jako produkt s jasným vlastnictvím (Governance)

Udržovat architektonický artefakt napříč konkurenčními organizacemi je především manažerská a governance výzva, nikoli výzva technická. Jakmile opadne počáteční entuziasmus a týmy se vrátí k dodávání reálného kódu a byznysových aplikací, neudržovaná architektura zastarává.

• Poučení: Udržujte centrální architekturu raději menší a granulární. Vydefinujte pouze stavební pravidla sítě (guardrails) a datové standardy – a detailní funkci jednotlivých modulů přenechte přímo vývojovým týmům daných aplikací.

LF Energy model nezklamal technicky – jeho volba ArchiMate, normativů IEC a Gitu byla správná. Doplatil však na klasickou past těžkopádných frameworků. Pro jakoukoli energetickou firmu či konsorcium z toho plyne jasná rada:

Nekreslete monolitické mapy všeho. Definujte přísná standardní rozhraní, držte architekturu lehkou a nechejte ji žít s kódem.

Impulsy finské elektroenergetiky

Pro ty, kteří nechtějí číst dlouhý text, tady je rychlé shrnutí.

Finsko během několika let prošlo jednou z nejvýraznějších proměn elektroenergetiky v Evropě. Země, která byla po desetiletí závislá na dovozu elektřiny, se díky spuštění nového jaderného bloku, masivnímu rozvoji větrné energetiky a dobře fungujícímu trhu Nord Pool přiblížila energetické soběstačnosti. Výsledkem je jedna z nejčistších výrob elektřiny na světě, velmi konkurenceschopné ceny a systém připravený na další elektrifikaci průmyslu i výrobu zeleného vodíku.

1. Výrobní mix: Téměř bezemisní výroba

Finský výrobní mix je v evropském kontextu unikátní svou diverzifikací i téměř úplnou absencí fosilních paliv. Tvoří jej čtyři rovnocenné pilíře: jaderná energie v základním zatížení, rychle rostoucí větrná energetika, regulovatelná voda a průmyslová biomasa v CHP (kombinace tepla a elektřiny). Čísla výroby z roku 2024 uváději:

• Jádro: 37,5 %

• Vítr: 24,4 %

• Voda: 17,0 %

• Biomasa: 11,2 %

• Solární elektrárny: 1,1 %

• Uhlí: 1,0 %

• Zemní plyn: 0,9 %

• Rašelina: 0,8 %

• Ropa: 0,3 %

Na rozdíl od Německa či střední Evropy nespoléhá Finsko na zemní plyn jako na přechodové či vyrovnávací palivo – roli systémové flexibility a krytí výkyvů plní kombinace akumulační hydroenergetiky, rozsáhlých teplárenských soustav s akumulací tepla a přeshraničních HVDC profilů.

A průměrná velkoobchodní cena na trhu Nord Pool byla 41 EUR/MWh v roce 2025 a 46 EUR/MWh v roce 2024. Zatímco většina Evropy zaznamenala růst cen elektřiny, ve Finsku velkoobchodní cena dále klesala.

2. Spotřeba v EU: Proč Finové pálí nejvíce elektřiny na hlavu

Extrémně vysoká spotřeba elektřiny na obyvatele není ve Finsku známkou plytvání, ale důsledkem hluboké strukturální elektrifikace. Poptávkový profil z 82,7 TWh tvoří ze zásadní části energeticky náročný heavy industry – celulózo-papírenský, ocelářský a chemický sektor, který historicky vznikal v návaznosti na levné lokální zdroje. Druhým faktorem je klimatem vynucená závislost na elektrickém vytápění a tepelných čerpadlech. Tento souběh vytváří obrovský sezónní rozptyl, kdy zimní špičky zatížení dosahují dvojnásobku letních minim a vystavují soustavu náročnému dimenzování na zimní scénáře dunkelflaute.

3. Konkurenční výhoda: Levná elektřina jako magnet pro datacentra

Nízké velkoobchodní ceny elektřiny (druhé nejnižší v Evropě po Norsku) v kombinaci s chladným klimatem a silnou konektivitou udělaly z Finska primární cíl pro datacentra a dekarbonizaci průmyslu.

Finsko se stalo atraktivní lokalitou pro datová centra díky levné bezemisní elektřině, chladnému klimatu a kvalitní konektivitě. Datová centra dnes spotřebují přibližně 1,6 TWh elektřiny ročně, jejich spotřeba by však do roku 2030 mohla vzrůst na 5–6 TWh.

Z IT infrastruktury se navíc díky sektorové integraci stává teplárenský zdroj: projekty jako Microsoft v aglomeraci Espoo odvádějí odpadní teplo ze serverů přímo do soustav dálkového vytápění, kde pokryjí až 40 % poptávky po teple pro 250 tisíc obyvatel.

4. Zlomový turnround: Jak OL3 a vítr vymazaly závislost na Rusku

Během pouhých dvou let prošlo Finsko radikální proměnou ze strukturálního čistého dovozce ve víceméně energeticky soběstačnou zemi. Ještě v roce 2017 dováželo Finsko kolem 20 TWh elektřiny ročně, přičemž zásadní část tvořily dodávky z Ruska. Odstřižení od ruských trhů v květnu 2022 a následné komerční spuštění reaktoru Olkiluoto 3 (1 600 MWe) spolu s masivní výstavbou 2,4 GW nových větrných elektráren jen za rok 2024 situaci otočily. Čistý dovoz klesl na pouhé 2–3 TWh a v obdobích vysoké větrné a vodní nadvýroby se Finsko stává čistým vývozcem do Švédska a Pobaltí.

5. Nord Pool a mezinárodní sítě

Finsko zůstává jednou jednotnou obchodní zónou v rámci trhu Nord Pool, což investorům i odběratelům garantuje rovnou cenu po celé zemi. Na rozdíl od Švédska, které bylo nuceno geografický přebytek energie na severu vyřešit rozdělením na 4 cenové zóny (SE1–SE4), zvolili Finové cestu masivních síťových investic. Aby Fingrid zabránil vnitřním kongescím mezi výrobním severem a spotřebním jihem, investuje 5,2 mld. EUR do roku 2035 (včetně posilovacích projektů Lowlands Line či Aurora Line). Dokud se však nová vedení nedokončí, vykupuje TSO jednotnou zónu tvrdou regulací – do roku 2027 až 2029 pozastavil připojování nových průmyslových odběrů a BESS v jižní polovině země.

6. Budoucnost 2035: Od baterií po jaderné SMR pro teplárenství

Do roku 2035 počítá Fingrid s až zdvojnásobením spotřeby na 150–165 TWh. Další fáze dekarbonizace se však nebude opírat jen o velké větrné farmy na severu či rozvoj BESS (kde trh zrychluje projektovanými stovkami megawattů). Finským unikátem budoucnosti je nasazení malých modulárních reaktorů (SMR) cílených primárně na výrobu tepla. Projekty jako LDR-50 (Steady Energy), jehož stavba pilotního zařízení začala v únoru 2026, mají nahradit spalování biomasy v městských teplárnách a uvolnit tak kapacity pro přímou elektrifikaci a výrobu vodíku.

Výrobní mix

Finská elektroenergetika dnes stojí zejména na jaderné energetice, větru a vodních elektrárnách. Společně v roce 2024 zajistily téměř 80 % výroby elektřiny, zatímco biomasa navázaná na silný lesnický a papírenský průmysl přidala dalších přibližně 11 %. Fosilní zdroje již hrají pouze okrajovou roli.

• Klíčovou změnou posledních let bylo spuštění jaderného bloku Olkiluoto 3 (EPR, 1 600 MW), který od roku 2023 vyrábí až 14 TWh elektřiny ročně. Společně se čtyřmi staršími bloky v elektrárnách Olkiluoto a Loviisa tvoří páteř finské elektroenergetiky. Přesto ani jaderná flotila není bez problémů. Druhý blok elektrárny Olkiluoto od jara 2025 pracuje se sníženým výkonem kvůli poruše rotoru generátoru a jeho oprava je plánována během odstávky v roce 2027. Současně probíhá rozsáhlá modernizace řídicích systémů obou starších bloků.

• Nejrychleji rostoucím zdrojem je však větrná energetika. Na konci roku 2024 bylo ve Finsku v provozu 1 835 větrných turbín s instalovaným výkonem 8,4 GW, přičemž jen během jediného roku přibylo více než 2,4 GW nových kapacit. Výroba větrných elektráren poprvé v historii překonala výrobu z vodních elektráren a dosáhla téměř 20 TWh. Pozoruhodné je, že přibližně 70 % nových větrných parků postavených od roku 2019 vzniklo bez provozních dotací, čistě na tržním základě.

• Vodní elektrárny zůstávají důležitým regulačním prvkem systému. Jsou soustředěny především na severu země v povodích řek Kemijoki a Oulujoki a jejich výroba výrazně kolísá podle hydrologických podmínek, což se následně promítá i do přeshraničních toků elektřiny.

• Specifickým rysem finské energetiky je také význam biomasy. Dřevní paliva a kogenerační výroba tepla a elektřiny propojená s lesnickým a papírenským průmyslem tvoří dlouhodobě jeden ze základních pilířů energetického systému i dálkového vytápění. Naopak výroba z uhlí, zemního plynu a rašeliny rychle ustupuje a podíl fosilních paliv se dnes pohybuje jen v jednotkách procent.

Největší strukturální změnu však představuje proměna zahraniční bilance. Zatímco ještě v roce 2017 Finsko dováželo kolem 20 TWh elektřiny ročně, po spuštění Olkiluoto 3 klesl čistý dovoz na pouhé 2–3 TWh. V obdobích silného větru a vysoké výroby z vodních elektráren se země dokonce stává čistým exportérem elektřiny do Švédska, Estonska a dalších pobaltských států.

Mix má čtyři historické vrstvy.

• Průmyslová tradice CHP (Combined Heat and Power) vznikla s industrializací energeticky náročného lesního průmyslu. Kombinovaná výroba elektřiny a tepla využívá odpadní teplo výrobních procesů a zásobuje rozsáhlé sítě dálkového vytápění, dnes pokrývající většinu měst včetně přes 90 % budov v Helsinkách.

• Jaderná rozhodnutí 70. a 80. let reagovala na ropné šoky a snahu o energetickou nezávislost – Loviisa (sovětská technologie VVER, 1977–80) a Olkiluoto 1–2 (švédská/americká BWR, 1978–80) vznikly na odlišných technologických základech, což odráží finskou pozici mezi Východem a Západem.

• Ukončení ruského importu v květnu 2022 bylo druhým zlomem. Do května 2022 pocházelo přes 90 % spotřebovaného zemního plynu z Ruska, které bylo i hlavním zdrojem celkového dovozu energie. Po ruské invazi na Ukrajinu a finské žádosti o členství v NATO Rusko dodávky plynu i elektřiny zastavilo. Plyn je od té doby dodáván plynovodem Balticconnector z Estonska a od začátku roku 2023 z plovoucího LNG terminálu Inkoo. Šok urychlil dokončení OL3 a definitivně ukotvil orientaci na jadernou a větrnou soběstačnost.

• Zrušení Hanhikivi 1 bylo třetím zlomem. V květnu 2022 Fennovoima ukončila smlouvu s Rosatomem s odůvodněním výrazných zpoždění a neschopnosti dodavatele projekt dodat, což umocnila válka na Ukrajině. Krok ukončil ruskou technologickou přítomnost ve finské energetice a otevřel diskusi o nových, výhradně západních nebo domácích jaderných technologiích.

Přenosová soustava a propojení

Provozovatelem přenosové soustavy je Fingrid. Klíčovým problémem je nesoulad mezi geografií výroby a spotřeby: většina nové výroby vzniká na severu a západním pobřeží, spotřeba je koncentrována na jihu. Přenos je limitován profily Cross-section Central Finland (P1) a Cross-section Kemi-Oulujoki (P0), přes které vedou tři páteřní 400kV koridory.

Investiční program na to reaguje odpovídajícím tempem: v letech 2025–2028 investice vzrostou na 2,0 mld. EUR, s výhledem k roku 2035 na 5,2 mld. EUR. Fingrid očekává zdvojnásobení finské spotřeby elektřiny do roku 2035, tažené elektrifikací průmyslu a růstem elektrického vytápění.

Klíčové projekty:

• Lowlands Line (Toivila–Hikiä, přes 160 mil. EUR, dokončení 2028–2029, +1 500 MW),

• Lake Line (dokončení 2026),

• propojení Alajärvi–Hausjärvi (přes 160 mil. EUR, 2028–2029).

Klíčovým omezením další elektrifikace Finska se stává přenosová soustava. V jižní části země není pro nové velké průmyslové odběratele ani bateriová úložiště dostatečná přenosová kapacita. Do dokončení nových vedení proto Fingrid odložil připojování části nových odběrů do let 2027–2029.

Mezinárodní HVDC propojení

• EstLink 1+2 (Estonsko): EstLink 2 (650 MW) navýšil celkovou kapacitu na 1 000 MW. EstLink 3 je plánován kolem roku 2030.

• Aurora Line (severní Švédsko): dokončena a uvedena do provozu v listopadu 2025, měsíc a půl před plánem. Aurora Line 2 je plánována na začátek 30. let.

• Fenno-Skan 1+2 (Švédsko): Fenno-Skan 1 v provozu od 1989 (400 MW), Fenno-Skan 2 od prosince 2011 (+800 MW), celkem 1 200 MW. Životnost Fenno-Skan 1 byla prodloužena minimálně do roku 2040. Plánovaná Fenno-Skan 3 ji koncem 30. let nahradí, celková kapacita vzroste na 1 600 MW.

Vytížení dosahuje u Fenno-Skan 1 až 97 % technické kapacity, u EstLink 2 kolem 85 %, u Fenno-Skan 2 kolem 78 % – přeshraniční kapacita je chronicky nedostatečná vůči poptávce trhu.

Fungování trhu

Finsko tvoří jednu jednotnou cenovou zónu, na rozdíl od Švédska (SE1–SE4) nebo Norska (pět zón). Nordický Capacity Calculation Region zahrnuje celkem 12 nabídkových zón – 5 v Norsku, 4 ve Švédsku, 1 Finsko, 2 Dánsko.

Ukončení ruského importu v květnu 2022 vyvolalo prudký cenový šok. Výpadek byl nahrazen kombinací urychleného náběhu OL3, rekordní výstavby zdrojů větrné energie, dovozu ze Švédska a Norska přes posílené HVDC linky a LNG terminálu Inkoo jako náhrady ruského plynu v teplárenství.

V prosinci 2022 dosáhla průměrná spotová cena 245,98 EUR/MWh, v srpnu 2022 krátkodobě 261,53 EUR/MWh. Po spuštění OL3 klesla cena z 245,98 EUR/MWh v prosinci 2022 na 60,55 EUR/MWh v dubnu 2023, a dále na 26,52 EUR/MWh v květnu 2023 – souběh jarních povodní a nové jaderné kapacity. Rok 2023 přinesl pokles o 64 % oproti roku 2022 a návrat na úroveň srovnatelnou s roky 2010–2021 po očištění o inflaci. Odstávka OL3 v listopadu 2023 ukázala i druhou stránku volatility – denní průměrná cena 21. listopadu vyskočila na téměř 300 EUR/MWh.

• 🔺 Maximum: 1 896 EUR/MWh (leden 2024)

• 🔻 Minimum: −500 EUR/MWh (24. 11. 2023)

• ⚡ Záporné ceny: 467 h (2023) → 724 h (2024) → 447 h (2025)

• 📉 OL3: 246 EUR/MWh (12/2022) → 61 EUR/MWh (4/2023) → 27 EUR/MWh (5/2023)

Volatilita se stala trvalým rysem trhu. Rok 2023 zaznamenal 467 hodin se zápornou cenou, v roce 2024 jich bylo 724, v roce 2025 pak 447 (pokles o 38 %). Nejvyšší hodinová cena v historii byla zaznamenána začátkem roku 2024 – 1 896 EUR/MWh, 24. listopadu 2023 naopak klesla na −500 EUR/MWh. Rostoucí amplituda odpovídá rostoucímu podílu větru v mixu a rostoucí korelaci mezi počasím a cenou.

Denní profil (2025/2026): nejlevnější hodiny kolem 03:00 se pohybují okolo 30 EUR/MWh, večerní špička 19:00–21:00 v průměru přes 90 EUR/MWh. Finsko má dlouhodobě druhé nejnižší velkoobchodní ceny elektřiny v Evropě, hned po Norsku, s odstupem řádově dvojnásobným vůči kontinentální Evropě.

Koncové ceny: domácnosti platily v prosinci 2025 v průměru 7,6 centu/kWh, podniky 9,1 centu/kWh. Ceny pro domácnosti včetně daní a poplatků klesly na 22,46 centu/kWh v první polovině roku 2025 – rozdíl mezi burzovní a koncovou cenou tvoří především síťové poplatky a daně.

Digitalizace a datová centra

Finsko se stalo jednou z nejatraktivnějších evropských lokalit pro datová centra díky chladnému klimatu, levné bezemisní elektřině, stabilní přenosové soustavě a kvalitní digitální konektivitě, včetně podmořského optického kabelu C-Lion1.

Spotřeba elektřiny datových center se odhaduje na přibližně 1,6 TWh v roce 2024, do roku 2030 by však mohla vzrůst na 5–6 TWh. Právě očekávaný růst nových odběrů patří mezi hlavní důvody rozsáhlých investic Fingridu do přenosové soustavy.

Vedle spotřeby elektřiny se datová centra stávají také novým zdrojem tepla. Microsoft plánuje využívat odpadní teplo ze svých datových center v Espoo, Kauniainen a Kirkkonummi pro soustavu dálkového vytápění, která by mohla pokrýt až 40 % potřeby tepla přibližně 250 tisíc obyvatel. Současně se ve Finsku připravují další velké projekty, například rozšíření areálu Google v Hamině nebo nové datové centrum společnosti Prime v Järvenpää.

Budoucnost

Fingrid očekává zdvojnásobení finské elektrické spotřeby do roku 2035, tažené elektrifikací průmyslu, elektrickým vytápěním a růstem datových center – z dnešních cca 83 TWh by to v optimistickém scénáři znamenalo přiblížení se k 150–165 TWh.

Fingrid očekává, že spotřeba elektřiny do roku 2035 vzroste ze současných přibližně 83 TWh na 150–165 TWh. Hlavními tahouny budou elektrifikace průmyslu, výroba zeleného vodíku a rozvoj datových center. Tempo růstu však bude záviset především na rychlosti výstavby přenosové soustavy, která se stává hlavním limitem dalšího rozvoje.

Výrobní mix bude i nadále stát na kombinaci jaderné energetiky, větru, vodních elektráren a biomasy. Další rozvoj se očekává zejména u větrných elektráren, bateriových úložišť a v delším horizontu také u malých modulárních reaktorů (SMR), určených především pro výrobu tepla. Zůstávají zde zejména následující výzvy:

• Přenosová soustava. Největším omezením další elektrifikace není nedostatek výroby, ale přenosová kapacita mezi severem, kde vzniká většina nových zdrojů, a jihem, kde se soustřeďuje spotřeba. Fingrid proto investuje 5,2 mld. EUR do posílení sítě do roku 2035.

• Rostoucí cenová volatilita. Přestože Finsko patří k zemím s nejnižšími velkoobchodními cenami elektřiny v Evropě, rostoucí podíl větrné energie vede k častějším extrémům – od záporných cen až po krátkodobé cenové špičky.

• Budoucnost jaderné energetiky. Po zrušení projektu Hanhikivi 1 zatím neexistuje rozhodnutí o výstavbě dalšího velkého jaderného bloku. Pozornost se soustředí především na malé modulární reaktory (SMR) pro teplárenství.

• Nová poptávka po elektřině. Elektrifikace průmyslu, výroba vodíku a rozvoj datových center budou vyžadovat rychlejší rozvoj přenosové soustavy i flexibility elektrizační soustavy.

Závěr pro Evropu

Kombinace stabilního jaderného základu (37,5 % výroby) s rychle rostoucí větrnou energetikou (24,4 %) během několika let proměnila Finsko z chronického dovozce elektřiny v téměř energeticky soběstačnou zemi s jedněmi z nejnižších velkoobchodních cen v Evropě. Finská zkušenost ukazuje, že dekarbonizace elektroenergetiky nemusí být založena na zemním plynu jako přechodové technologii.

Jednotná cenová zóna je politická volba, nikoli přírodní danost. Finsko investuje miliardy eur do přenosové soustavy, aby si zachovalo jednu cenovou zónu, zatímco Švédsko zvolilo model čtyř cenových oblastí. Dva sousední státy s podobnou geografií tak představují dva odlišné přístupy k řešení vnitřních přenosových omezení.

Kombinovaná výroba elektřiny a tepla spolu s rozsáhlými soustavami dálkového vytápění představují skrytou flexibilitu energetického systému. Vedle bateriových úložišť dokáže Finsko využívat také akumulaci tepla a řízení teplárenských soustav, což je inspirativní model i pro další evropské země s rozvinutým dálkovým vytápěním.

Přibližně 70 % finských větrných elektráren postavených od roku 2019 vzniklo bez provozních subvencí. Finsko tak ukazuje, že při stabilní regulaci, kvalitní přenosové soustavě a vhodných přírodních podmínkách se větrná energetika může stát plně tržní investicí.

Bez uhlí by dnešní planeta neměla lesy. Velrybám, i když je to oblíbená alegorie, fosilní paliva život nezachránila, pouze přesunula tuk z jejich těl z lampy do margarínu.

Jedna velmi stará karikatura připomíná, že uhlí zachránilo lesy a ropa velryby. První polovina platí a čísla za ní jsou drtivější, než tuší i ti, kdo je citují. Druhá polovina je nepravdivá a to (bohužel) způsobem, který by měl znervóznit každého, kdo dnes věří, že technologie sama o sobě vyřeší cokoli.

Vítejte v roce 2026 na planetě, kde nikoho nikdy nenapadlo hrabat se v zemi pro černé kamení. Žije nás tu přes osm miliard a všichni topíme, vaříme, tavíme ocel a vypalujeme cement tím, co roste z hlíny. Sibiř dotěžena, Amazonie dotěžena, Kongo dotěženo. Kanadský štít vypadá jako oholená brada pubescenta. Ministerstva mají oddělení pro obnovu pařezů a fakulta lesnictví je nejprestižnější obor na světě, protože kdo umí zvýšit přírůstek o pět procent, ten drží v ruce hospodářský růst celého kontinentu. Boje o poslední souvislé porosty se vedou od roku 1974. Vzduch je hustý dýmem, protože osm miliard otevřených ohnišť dělá s plícemi věci, o kterých se uhelné elektrárně ani nesní. Cena palivového dřeva je hlavní zprávou večerních novin a ministr lesů je druhý nejmocnější člověk ve státě. Vlaky jezdí na dřevo, lodě plují na dřevo, ocelárny stojí, protože na jednu tunu surového železa padlo v sedmnáctém století kolem třiceti tun suchého dřeva a nikdo to číslo od té doby nedokázal srazit. V tomhle světě si nikdo nestěžuje na klima, protože klima je poslední starost společnosti, která nemá čím topit v zimě.

V roce 1861 otiskl časopis Vanity Fair karikaturu velryb ve večerních úborech, které slaví objev ropných vrtů v Pensylvánii, s transparenty ve stylu „už nemusíme kvílet pro svůj tuk”. Byla to hezká scéna. Byla také předčasná. Skutečné vraždění velryb mělo teprve začít a spustila ho tatáž průmyslová revoluce, na jejíž počest se na obrázku připíjelo. Kdyby karikaturista tušil, jak ples dopadne, nakreslil by místo transparentů pozvánku do margarínové fabriky.

Historik E. A. Wrigley ve své práci o energii a britské průmyslové revoluci uvádí, že akr obhospodařovaného lesa dokáže udržitelně vyprodukovat jednu až dvě tuny suchého dřeva ročně a že dvě tuny suchého dřeva odpovídají teplem zhruba jedné tuně uhlí. Z toho plyne aritmetika, která ukončuje debatu dřív, než začne. Kdyby Anglie chtěla v roce 1800 pokrýt svou tehdejší spotřebu uhlí dřevem, potřebovala by na to jedenáct milionů akrů lesa. V roce 1850 už osmačtyřicet milionů akrů, tedy víc, než měřila celá Anglie a Wales dohromady. Ostrov by musel být větší než ostrov. Přeneste stejný výpočet na dnešek. Svět v roce 2024 spotřeboval podle Energy Institute 592 exajoulů primární energie. Při Wrigleyho poměru zhruba patnácti gigajoulů na tunu suchého dřeva to znamená přibližně čtyřicet miliard tun dřeva ročně. Velmi štědře počítáno pěti tunami udržitelného přírůstku na hektar vychází potřeba kolem osmi miliard hektarů lesa. Planeta jich má podle FAO 4,14 miliardy. Osm miliard hektarů je zhruba Afrika a Asie dohromady, celé, každý hektar sklizený až na poslední větev, každý rok. A při realistickém globálním průměru přírůstku se to číslo zdvojnásobí a překročí veškerou souš planety.

Zkuste si to představit v Česku. Česko spotřebuje řádově kolem 1,7 exajoulu primární energie ročně, což je při stejném přepočtu zhruba sto deset milionů tun suchého dřeva. Při velkorysých pěti tunách přírůstku na hektar by k tomu bylo potřeba přes dvacet milionů hektarů lesa. Republika má necelých osm milionů hektarů plochy a z toho zhruba 2,7 milionu hektarů lesa. Museli bychom být osmkrát větší, celí ze dřeva, a i tak by nezbyl hektar na obilí. Nic moc, co?

Svět dnes vytěží zhruba čtyři miliardy krychlových metrů dřeva ročně, což odpovídá asi třiceti exajoulům, tedy okolo pěti procent světové spotřeby energie. Museli bychom těžit dvacetkrát víc než dnes. A kdybychom rezignovali na udržitelnost a prostě spálili všechno, co stojí, veškerá lesní biomasa planety činí podle FAO 709 miliard tun a vydržela by nám přibližně osmnáct let.

Takže ano, uhlí zachránilo lesy. Nezachránilo je z lásky k lesům, zachránilo je proto, že bylo levnější a hustší, a lidé odcházejí od paliva ve chvíli, kdy je jiné palivo dostupnější. Wrigley to nazývá přechodem od organické ekonomiky k minerální a jeho podstata je banální. Dřevo je tok, uhlí je zásoba. Tok je limitován plochou a sluncem, zásoba není limitována ničím kromě geologie a vynalézavosti.

A teď ta druhá polovina příběhu. Petrolej velryby nezachránil. Americké velrybářství kulminovalo kolem roku 1845, kdy vyrobilo asi osmnáct milionů galonů oleje. Pro měřítko, dnešní svět spotřebuje sto jedna milionů barelů ropy denně, takže celá roční produkce tehdejší dominantní velrybářské velmoci odpovídá objemem asi šesti minutám dnešní spotřeby. Zároveň platí, že produkce klesala už před Drakeovým vrtem z roku 1859, a to hlavně proto, že velryb v dosažitelných lovištích ubývalo. Petrolej dorazil k odvětví, které už za sebou vrchol mělo.

Následovalo ale něco, co karikatura z Vanity Fair předvídat nemohla. Táž fosilní energie, která zabila trh s velrybím olejem na svícení, vyrobila parní velrybářské lodě, explozivní harpuny a plovoucí továrny, které dokázaly zpracovat plejtváka přímo na moři. Sociolog Richard York v práci s výmluvným názvem Why Petroleum Did Not Save the Whales ukazuje druhou půlku mechanismu. Objev ztužování tuků kolem roku 1905 umožnil z velrybího oleje vyrábět margarín bez zápachu. Velryba se přestěhovala z lampy do potravinářství a do maziv a poptávka po ní vzrostla ve chvíli, kdy technologie konečně uměla ulovit i ty nejrychlejší druhy.

Výsledek spočítali Rocha, Clapham a Ivaščenková ve studii Emptying the Oceans. Mezi lety 1900 a 1999 padlo za oběť průmyslovému velrybářství přibližně 2,9 milionu velryb, z toho 874 tisíc plejtváků myšoků a 762 tisíc vorvaňů. Autoři uvádějí, že mezi rokem 1900 a polovinou roku 1962 pobila průmyslová metoda stejný počet vorvaňů jako celé osmnácté a devatenácté století dohromady. Nejhorší roky nespadají do éry plachetnic a harpun vrhaných rukou. Spadají do padesátých a šedesátých let dvacátého století, do doby, kdy už každá domácnost ve vyspělém světě svítila elektřinou.

Odtud vedel přímá linka k dnešku. Lidstvo nikdy nehledalo čistou nebo špinavou energii. Hledalo energii hustou a levnou, protože jenom taková uvolní ruce k něčemu jinému než k shánění paliva. Dřevo uvolnilo ruce od sběru klestí, uhlí od dřeva, ropa od uhlí v dopravě, uran od uhlí ve výrobě elektřiny. Pokaždé to bylo stejné rozhodnutí, jen se posouvala hranice toho, co bylo technicky dosažitelné, a pokaždé se ukázalo, že nový zdroj vyrobil problémy, které starý mít nemohl, protože na ně neměl dost síly.

Z toho plyne poslední a nejméně příjemná věta celého příběhu. Kdykoli se objeví hustší a levnější zdroj, civilizace ho použije, a použije ho v měřítku, jaké si předchozí generace neuměla představit. Nejde o důvod k oslavě ani k panice, jde o popis mechanismu, který drží od doby, kdy někdo poprvé přiložil na oheň. Otázka nikdy nezní, jestli budeme růst. Otázka zní, na jakém zdroji budeme růst a jaké pravidlo k němu přiložíme, protože bez pravidla dopadne každý nový zdroj jako velryba v margarínu.

Dnešní spor o jádro, o plyn jako přechodové palivo a o to, kolik plochy smí zabrat solární park, je tentýž spor v jiném kostýmu. Jedna strana tvrdí, že slunce a vítr přicházejí zadarmo, což je jen část pravdy, proptože úmyslně zamlčuje fakt, že se jedná o občasné zdroje. Druhá naproti tomu argumentuje hustotou a tvrdí, že rozhoduje, kolik energie stojí za jednou tunou primárního materiálu.

A nyní trochu reklamy. Deset let po prvním knize vychází Na rozhraní II s podtitulem Nový věk nejistoty, které Miroslav Bárta a Martin Kovář sestavili z textů sedmadvaceti autorů. Vede je tam jedno pozorování, totiž že jednotlivé krize se přestávají odehrávat vedle sebe a začínají se slévat v jednu. Nedostatek zdrojů, klimatická změna, asymetrické konflikty a úpadek demokracie stojí v knize jako samostatné kapitoly, mají ale společný kořen. Každá z nich je nakonec sporem o to, kdo bude mít přístup k husté a levné energii a za jakých pravidel.

Anglie na svůj energetický práh narazila kolem roku 1700 a měla štěstí, že jí pod nohama ležela zásoba uhlí. My na něj narážíme znovu. Tentokrát v podobě CO2. Odpověď ale bude stejná jako v minulosti. Vyhraje to, co bude hustší a levnější.

Tak snad stihneme napsat nový zákon o tom, že velryby do margarínu dávat nesmíme.

Dnešní vydání je postavené především na datech. Ukazuje, jak se liší ceny elektřiny napříč Evropou, co je ve skutečnosti ovlivňuje a proč některé často opakované závěry nejsou tak jednoznačné, jak se na první pohled zdá.

Jedna Evropa, různé ceny

Napříč propojeným evropským trhem se roční průměrné velkoobchodní ceny v roce 2025 lišily téměř trojnásobně – od 39,70 EUR/MWh ve Skandinávii po 115,94 EUR/MWh v Itálii. Rozdíl není náhodný ani krátkodobý výkyv – je to přímý otisk toho, čím která země vyrábí elektřinu v hodinách, kdy ji nejvíc potřebuje.

• Skandinávie (Nord Pool) – 39,70 EUR/MWh, nejlevnější trh v Evropě. Mix vodních elektráren (fungují jako obří “baterie” s regulovatelnou výrobou), větru a jádra dává systému téměř nulové marginální náklady po většinu roku. Norské vodní nádrže navíc umožňují ukládat energii mezi ročními obdobími – proto je Skandinávie dlouhodobě cenovou kotvou Evropy.

• Francie – 61,07 EUR/MWh. Přibližně dvě třetiny výroby pokrývá jádro, jehož cena je navíc od roku 2026 regulovaná mechanismem VNU (okolo 70 EUR/MWh) – to tlumí volatilitu, i když finální cena z jádra sama o sobě roste.

• Španělsko – 65,29 EUR/MWh (oficiální data REE). Rychlý růst větru a fotovoltaiky od roku 2019 snížil frekvenci, s jakou o ceně rozhoduje drahý plyn, o zhruba 75 %. V roce 2025 mělo Španělsko 798 hodin s cenou na nule nebo pod ní – nejvíc v historii.

• Německo – 89,32 EUR/MWh (oficiální data Bundesnetzagentur, meziročně +13,8 %). Navzdory masivnímu zastoupení OZE zůstává cenotvorným zdrojem (s hraničními náklady / marginal price) často plyn v obdobích s nízkou výrobou ze slunce a větru (Dunkelflaute). K nárůstu v roce 2025 přispěly také slabší rok z pohledu větru i vody a vyšší ceny zemního plynu.

• Velká Británie – 94,48 EUR/MWh. Zemní plyn tvoří okolo 30 % výroby a přímo určuje cenu ve špičkách – chladnější počasí a slabší vítr v první polovině 2025 tlačily cenu vzhůru o 40 % meziročně.

• Itálie – 115,94 EUR/MWh, nejdražší velký trh v Evropě. Bez jádra (odstaveno po referendu v roce 1987) a se strukturálně vysokou závislostí na dovozu plynu je italská cena prakticky “cenou plynu s přirážkou” – navíc poloostrovní geografie a omezené propojení se zbytkem kontinentální sítě brání levnějšímu importu ve větším měřítku.

Cenu na denním trhu vždy určuje nejdražší zdroj potřebný k pokrytí poslední jednotky poptávky (tzv. marginal pricing). Kde tímto zdrojem bývá voda, vítr nebo jádro s takřka nulovými provozními náklady, cena padá k nule. Kde tuto roli hraje plyn, cena kopíruje burzu TTF – a to bez ohledu na to, kolik OZE má daná země v ročním mixu.

Jak vzniká cena elektřiny

Cena, kterou domácnost nebo firma vidí na faktuře, se skládá ze tří vrstev:

• Komoditní/velkoobchodní složka (energie a dodávka) – cena samotné elektřiny nakoupené na burze nebo přes dlouhodobý kontrakt. Je to jediná složka, kterou určuje skutečná nabídka a poptávka na propojeném evropském trhu.

• Regulovaná síťová složka (přenos a distribuce) – poplatky za provoz a údržbu sítě, které stanovuje národní regulátor (v ČR Energetický regulační úřad). Nekopíruje burzovní cenu, a proto může mít země s levnou elektřinou na burze drahou fakturu.

• Daně a poplatky – DPH, spotřební daň, environmentální a kapacitní poplatky, příspěvky na obnovitelné zdroje. U domácností tato složka v EU v roce 2025 tvořila 28,9 % konečné ceny; u velkých průmyslových odběratelů bývá z velké části odpuštěna.

Poměr těchto tří vrstev se ale zemi od země významně liší.

Struktura maloobchodní ceny

Podívejme se na maloobchodní ceny.

Sloupec “daně a poplatky” v grafu je čistý součet, tedy daně minus dotace/slevy. Skládá se ze čtyř dílčích položek, které Eurostat/ACER sledují zvlášť: DPH, environmentální a kapacitové poplatky, poplatky na OZE a “ostatní” (kam spadají právě vládní dotace a kompenzace). Když se tyto položky sečtou, může výsledek vyjít záporně – ne proto, že by stát platil spotřebiteli, ale proto, že dotace v datech za rok 2023 převážily nad tím, co lidé skutečně zaplatili na daních.

Irsko – rozklad (2023, EUR/kWh):

• DPH: +0,04

• Environmentální poplatky: −0,00 (zanedbatelné)

• Poplatky na OZE: −0,02

• Ostatní (vládní kompenzace): −0,14

• Součet: −0,12

Irsko tedy neplatí “extra daň navíc” – naopak, irská vláda v roce 2023 poskytovala domácnostem plošné energetické kompenzace (tzv. electricity credits zavedené jako reakce na energetickou krizi), které byly natolik velké, že vykompenzovaly i standardní DPH. Čistý efekt byl mírně ve prospěch spotřebitele. Přesto zůstalo Irsko jednou z nejdražších zemí EU – protože samotná energetická složka (38 centů/kWh) je enormně vysoká kvůli izolované ostrovní síti a rostoucí poptávce datacenter, a žádná dotace ji nedokázala dorovnat na evropský průměr.

Nizozemsko – rozklad (2023, EUR/kWh):

• DPH: +0,06

• Environmentální poplatky: −0,05

• Poplatky na OZE: 0,00

• Ostatní: −0,01

• Součet: ≈ 0,00

Nizozemsko tedy DPH platí normálně (6 centů/kWh) – jen ho téměř přesně vykompenzovaly environmentální slevy zavedené během energetické krize. Není to “nulová daň”, je to rovnováha mezi daní a dotací, která náhodou vyšla na nulu.

Rozklad na energii, síť a daně z roku 2023, který jsme použili, zachycuje ještě dobu poznamenanou krizovými dotacemi.

Třetí vrstva (Daní a poplatků) má za posledních 17 let za sebou dramatickou jízdu: z 31,2 % v roce 2008 vzrostla na historické maximum 41,0 % koncem roku 2019, pak se propadla na pouhých 14,7 % ve druhé polovině roku 2022 – kdy vlády masivně dotovaly domácnosti proti energetické krizi – a od té doby stabilně roste zpět, na 28,9 % ve druhém pololetí 2025.

Zatímco tedy samotná energeticko-síťová složka od krize zlevňovala, daňová složka rostla opačným směrem – z 14,7 % (dno na konci 2022) na 28,9 % (H2 2025), jak ukazuje graf. Detaily za jednotlivé země se mi nepodařilo dohledat.

Struktura velkoobchodní ceny

Struktura ceny v případě podniků mě překvapila. Záporné položce Daní a poplatků se mi pořád nechce věřit, ale vychází to tak. Nebo mě opravíte?

• Malé podniky (místní pekárna nebo autodílna) platí za síť a daně stejně vysoké poplatky jako domácnosti, ale mají možnost si odečíst DPH, což udělá určitý rozdíl.

• Pokud se ovšem podíváme na stejný rozklad zemí optikou velkých průmyslových podniků, uvidíme poměry na grafu jinak. Zatímco u domácností tvoří síť a daně často více než polovinu výsledné sumy, u firem hraje absolutní prim modrý sloupec – samotná velkoobchodní cena komodity.

Síťové náklady

Firmy samozřejmě síťové poplatky platit musí. Na grafu je však žlutý sloupec (síť) oproti domácnostem výrazně nižší. Důvod je technický. Velké továrny či chemičky odebírají obří množství energie stabilně a jsou připojeny přímo na dráty vysokého nebo velmi vysokého napětí (přenosovou soustavu).

Distributor s nimi má z logiky věci mnohem méně práce a nákladů než s miliony domácností, ke kterým vede složitá spleť transformátorů a drátů nízkého napětí. Firmy tak v podstatě neplatí drahou „poslední míli“ dopravy.

Záporné daně pro průmysl

Když se podíváte na graf pro firmy, fialový sloupec „daně a poplatky“ padá pod nulovou linku u všech zobrazených zemí, a u Irska dokonce padá do hlubokého mínusu. Jak je možné, že jsou daně záporné? Tento fenomén má tři velmi konkrétní důvody:

1. Efekt „čistého součtu“ (Daně mínus dotace): Jak už víme, Eurostat a ACER do této položky započítávají veškeré daně snížené o vládní dotace a kompenzace. V reakci na energetickou krizi zavedla většina evropských vlád masivní programy na záchranu průmyslu (stropy na ceny, kompenzace nepřímých nákladů, odpouštění poplatků za obnovitelné zdroje). Když stát firmě vyplatí na energetických dotacích a úlevách víc, než kolik od ní v daném roce vybere na specifických energetických daních, statistický výsledek vyjde jako záporné číslo.

2. Kouzlo stoprocentního odpočtu DPH: U domácností tvoří DPH obří část fialového sloupce, která spolehlivě přebije jakékoli jiné drobné slevy. Jenže pro firmy je DPH plně vratná daň. Eurostat proto pro firemní statistiky (kategorie odběratelů bez DPH) počítá daňovou složku očištěnou o DPH. Jakmile z rovnice vymažete DPH, zbudou v ní na straně daní jen drobné spotřební daně – a proti nim stojí obří krizové dotace. Váhy se okamžitě překlopí do záporu.

3. Zpětné vratky (Excise duty refunds): Průmyslové podniky, zejména ty energeticky náročné (hutě, sklárny, chemičky), mají v EU nárok na zpětné vracení ekologických a spotřebních daní na základě podaných žádostí. V datech se pak tyto zpětné vratky potkávají s běžným vyúčtováním a tlačí čistou daňovou zátěž pod nulu.

Příklad za všechny: Irský extrém a česká realita:

• Irsko vykazuje gigantický propad daní do záporu (kolem -12 ct/kWh). Irská vláda totiž v rámci záchrany svých klíčových sektorů (včetně obřích datacenter) zavedla masivní přímé dotace na účty (tzv. business electricity credits) a snížila specifické energetické odvody na absolutní minimum.

• Česko a zbytek Evropy vykazují mírný zápor. Ukazuje to, že vládní podpora průmyslu (např. odpuštění poplatků za POZE či přímé kompenzace pro energeticky náročné firmy) v daném období reálně převýšila to, co firmy na přímých energetických daních státu odvedly.

Záporné daně na grafu neznamenají, že by průmysl žil v daňovém ráji. Znamenají pouze to, že evropské státy musely během krize do průmyslu nalít obrovské finanční injekce (dotace), aby továrny kvůli drahé silové elektřině (modrý sloupec) vůbec přežily. Státy záměrně osvobozují velký průmysl od některých typů spotřebních daní nebo mu legislativně zastropovávají příspěvky na obnovitelné zdroje (OZE), aby kompenzovaly globální konkurenční nevýhodu způsobenou cenou energie.

Kde jsou schované emisní povolenky?

Pozor, to, že je fialový sloupec nízký, neznamená, že průmysl neplatí za ekologii. Naopak. Platba za ekologické dopady je ale skrytá uvnitř modrého sloupce (energie a dodávka).

Fosilní elektrárny (uhelné a plynové) totiž musí povinně nakupovat emisní povolenky za každou tunu CO2, kterou vypustí. Cenu této povolenky (což je de facto skrytá uhlíková daň) pak tyto elektrárny plně promítnou do své nabídkové ceny na burze. A protože tyto zdroje často určují výslednou cenu pro celý trh, státní ekologická politika prodražuje firmám samotnou silovou elektřinu.

Máme opravdu 15 min obchodní interval?

Přechod evropského denního trhu z hodinových na 15minutové obchodní intervaly (30. září 2025) měl za cíl vyhladit trh a odstranit skokové poklesy cen na přelomu hodin. V datech cen se však začal objevovat nečekaný pilovitý efekt. Zkoumání přineslo zajímavé zjištění: zatímco obnovitelné zdroje přešly na čtvrthodiny, klasické elektrárny dál nabízí energii v celohodinových blocích, aby se vyhnuly nákladům na neustálé starty a odstávky turbín nebo z důvodu zavedených procesů.

Je opravdu více záporných cen?

Tento technický detail také mění pohled na medializované „rekordní záporné ceny“:

• Účetní artefakt: Podle modelu analytiků Montel je zhruba 8 procentních bodů z celkového nárůstu záporných hodin v Německu za rok 2025 čistě efekt jemnějšího měřítka, nikoli nová fyzická nadvýroba.

• 90% pokles extrémů: Statistiky v Německu a Nizozemsku vykázaly za rok 2025 přes 50 souvislých bloků, kdy byla elektřina v záporu 6 a více hodin v kuse. Po očištění o efekt rozpadu hodin na čtvrthodiny klesl reálný počet těchto dlouhých propadů na pouhých 5.

Statistický nárůst dlouhých poledních propadů tak není plošným zhoršením situace v síti. Tyto výkyvy v systému existovaly i dříve, jen je stará hodinová metodika nedokázala zachytit a zprůměrovala je do kladných čísel. Nový systém je pouze poprvé vytáhl na světlo.

15 min trh vs. hodinový model sítě

Reforma navíc přinesla nečekaný paradox: konvergence (sjednocování) cen mezi sousedními zeměmi po zavedení 15minutových intervalů rekordně klesla.

Příčinou není nedostatek drátů ani zastaralá aukce – ta v celoevropském algoritmu EUPHEMIA už správně běží po čtvrthodinách. Problém je o krok dříve: samotný výpočet toho, kolik megawattů smí mezi zónami proudit (Capacity Calculation). Provozovatelé sítí v regionu Core jej stále počítají jen jednou za hodinu.

Důsledkem je pak chybějící 15minutový společný model sítě (CGM – Common Grid Model). Dispečinky TSO pravděpodobně nestíhají chrlit, konsolidovat a schvalovat 96 verzí digitálního modelu sítě pro každý den místo původních čtyřiadvaceti. Stejná hodinová doména se pak mechanicky zkopíruje pro všechny čtyři čtvrthodiny po sobě. Trh tak umí obchodovat jemně, ale limit sítě, se kterým pracuje, zůstává hrubý. Nejsilnější zkreslení kvůli tomu postihuje východní Evropu.

Baterie: Žně s expirací

Pro velkokapacitní úložiště je tento čtvrthodinový chaos ziskový. Rystad Energy odhaduje, že jemnější cenové rozlišení zvyšuje bateriovým systémům jejich návratnost (ROI) až o 3 %, protože zachycují krátké propady a špičky, které starý hodinový trh vůbec neviděl.

Tento efekt má ale jasné datum expirace. Jakmile stejnou příležitost objeví desítky dalších investorů, začne klasická arbitrážní dynamika: vyšší kapacita baterií uřízne cenové extrémy a marže se v letech 2027 a dál začnou rychle zmenšovat.

Regionální koordinační centra (Regional Coordination Centres – RCC) patří mezi nejméně viditelné, ale zároveň nejdůležitější součásti evropské elektroenergetiky. V tomto vydání se podíváme na to, proč vznikla, jaké procesy zajišťují a proč se bez špičkového IT dnes neobejde ani provoz elektrické přenosové soustavy.

Koordinátoři evropské elektroenergetiky

Když si večer doma zapnete rychlovarnou konvici, pravděpodobně vás nenapadne, že elektřina, kterou spotřebujete, mohla „cestovat” přes tři státní hranice a její cestu přes soustavu v reálném čase hlídal někdo, o kom jste nikdy neslyšeli. Evropská elektrizační soustava je dnes propojený organismus, ve kterém se toky výkonu nezastavují na hranicích států. A právě proto vznikly instituce, bez kterých by evropský trh s elektřinou fungoval jen stěží – Regionální koordinační centra (RCC).

Proč RCC vznikla

Evropská přenosová soustava byla po desetiletí budována jako soubor národních systémů, které se propojovaly především kvůli vzájemné záloze – pro případ výpadku elektrárny nebo poruchy. Provozovatel přenosové soustavy (TSO) řídil svou síť ve své zemi a přeshraniční výměny byly spíše doplňkovou záležitostí.

S liberalizací trhu s elektřinou, rozvojem obnovitelných zdrojů a integrací vnitřního trhu EU se ale situace změnila. Přeshraniční obchodní toky přestaly být výjimkou a staly se běžnou součástí každodenního provozu. Vítr vanoucí nad severním Německem dnes ovlivňuje zatížení vedení v Polsku či České republice, přebytky francouzské jaderné výroby se promítají do belgických a španělských cen. Elektřina se prostě neřídí státními hranicemi – řídí se fyzikálními zákony a jde cestou nejmenšího odporu.

Tady narazil národní přístup na svůj limit. Jednotlivá TSO vidí dobře do své vlastní soustavy, ale mají jen omezený přehled o tom, co se děje za hranicemi – přitom právě tam může vzniknout problém, který se ovšem projeví u něj doma.

Klasickým příkladem je situace z roku 2006, kdy odstávka jednoho vedení v severním Německu kvůli plavbě lodi po řece Ems vyvolala kaskádový rozpad soustavy zasahující miliony domácností od Portugalska po Maroko. Národní pohled prostě nestačil.

Odpovědí na tento problém byly nejprve Regionální bezpečnostní koordinátoři (RSC – Regional Security Coordinators), dobrovolná iniciativa TSO z poloviny 2010 let (Coreso, TSCNET a další). RSC ale fungovali jako poradní servis – doporučovali, TSO mohli doporučení ignorovat, a odpovědnost i kompetence byly nejasně rozdělené. S přijetím tzv. Clean Energy Package a nařízení o vnitřním trhu s elektřinou (nařízení 2019/943) dostala tato spolupráce pevný právní rámec. K 1. červenci 2022 se RSC transformovaly na RCC - plnohodnotná Regionální koordinační centra s jasně definovanými úkoly, povinnostmi a odpovědnostmi vůči regulátorům.

Co je RCC

RCC není nadnárodní provozovatel sítě a nemá přímé řídicí pravomoci nad zařízením, to zůstává národním provozovatelům přenosové soustavy (TSO). RCC nekontroluje síť, RCC ji analyzuje, počítá a doporučuje. Fyzická odpovědnost za bezpečný provoz, spínání zařízení, aktivaci regulační zálohy nebo rozhodnutí v krizové situaci zůstává vždy na jednotlivých TSO. RCC provádí výpočty na úrovni celého regionu nebo dokonce celé Evropy a svá doporučení předává TSO, kteří je v naprosté většině případů následují, ale odpovědnost i poslední slovo mají oni.

V Evropě dnes působí šest RCC, každé pokrývající jiný region:

• Coreso (Brusel) – západní a jihozápadní Evropa,

• TSCNET Services (Mnichov) – střední Evropa (včetně ČR přes ČEPS),

• Nordic RCC (Kodaň) – severská synchronní oblast,

• Baltic RCC (Tallinn) – pobaltské státy,

• SCC – Security Coordination Centre (Bělehrad) – jihovýchodní a západní Balkán,

• SEleNe CC (Soluň) – jihovýchodní Evropa (Bulharsko, Řecko, Rumunsko, částečně Itálie).

Centrální evropský region (Central SOR, zahrnující i Českou republiku) je tak rozsáhlý a technicky rozmanitý, že si vyžádal hned dvě centra (Coreso a TSCNET), která si úkoly dělí a vzájemně se zastupují.

Koordinační procesy evropského trhu s elektřinou

Regulace, ze které RCC vycházejí (Clean Energy Package), definuje šest základních koordinačních úkolů. Nejde o volně vybraný seznam – je to legislativně ukotvená sada služeb, kterou musí každé RCC svým TSO poskytovat. CGM přitom není jen technickým podkladem stojícím mimo tento seznam, jak jsem to zjednodušil dříve, ale plnohodnotným, rovnocenným úkolem – ostatně bez něj by žádný z dalších pěti procesů nešlo provést.

Common Grid Model (CGM)

Aby bylo možné cokoliv počítat na regionální nebo celoevropské úrovni – kapacity, bezpečnost, přiměřenost zdrojů – potřebují mít RCC k dispozici jeden sjednocený obraz celé sítě, ne roztříštěné národní modely, které si vzájemně neodpovídají.

Každý TSO vytváří matematický model své národní sítě – topologii, výrobu, zatížení. RCC tyto jednotlivé modely shromažďují a slučují do jednoho evropského modelu vysokonapěťové sítě. Součástí procesu je i kontrola kvality vstupních dat a doporučení TSO, jak model zlepšit.

• Data: Topologii sítě, parametry vedení a zařízení, predikce výroby a zatížení od jednotlivých TSO.

• Přínos: CGM je základ, na kterém stojí všechny ostatní koordinační procesy – bez něj by nebylo možné provádět ani capacity calculation, ani bezpečnostní analýzu, ani posouzení přiměřenosti zdrojů.

• Příklad: Než RCC spustí výpočet přenosových kapacit pro zítřejší den, musí mít k dispozici aktuální, vzájemně kompatibilní modely sítě od všech zapojených TSO – teprve na tomto sloučeném modelu dává smysl cokoliv počítat.

Coordinated Capacity Calculation (CCC)

Obchodníci s elektřinou potřebují vědět, kolik elektřiny lze bezpečně přenést mezi jednotlivými nabídkovými zónami, aby mohl fungovat přeshraniční obchod.

RCC počítá maximální přeshraniční kapacity, které lze alokovat trhu, v rámci definovaných capacity calculation regions (např. Core, Italy North, South-West Europe, Central Europe, Hansa). Výpočet probíhá iterativně na několika časových horizontech – rok dopředu, měsíc dopředu, den dopředu a intraday.

• Data: Společný model sítě (CGM), predikce výroby a spotřeby, plánované odstávky.

• Přínos: Maximalizace obchodovatelné kapacity při zachování bezpečnosti provozu.

• Příklad: RCC spočítá, že díky silnému větru v severním Německu bude mít určitá hranice sníženou kapacitu kvůli očekávanému zatížení vnitrostátního vedení – tuto informaci promítne do alokace kapacit ještě před otevřením day-ahead aukce.

Coordinated Security Analysis (CSA)

Evropská síť je natolik propojená, že bezpečnostní problém v jedné oblasti se může promítnout do celé sítě.

RCC provádí analýzu nad sloučeným modelem sítě, hledá potenciální bezpečnostní porušení (typicky podle kritéria N-1) a navrhuje TSO nejefektivnější a nákladově nejvýhodnější nápravná opatření – od úpravy topologie přes redispečink až po protiobchod. Proces probíhá na horizontu den dopředu i intraday, u TSCNET s objemem přes 100 000 výpočtů ročně.

• Data: CGM, výsledky capacity calculation, aktuální topologii a plánované odstávky.

• Přínos: Včasné odhalení rizikových stavů sítě a návrh konkrétních, nákladově optimálních řešení dřív, než k problému reálně dojde.

• Příklad: RCC zjistí, že při plánovaném výpadku vedení v Rakousku by při vysokém toku ze severu Německa hrozilo přetížení vedení v Bavorsku, a navrhne TSO kombinaci redispečinku a protiobchodu jako nejlevnější řešení.

Short-Term Adequacy (STA)

Otázku, zda bude mít soustava dostatek výkonu k pokrytí poptávky, dnes nejde zodpovědět jen na národní úrovni – přebytky a nedostatky se mezi zeměmi vzájemně kompenzují.

RCC vyhodnocuje na horizontu týden dopředu až den dopředu, zda nehrozí v některé části regionu nedostatek výroby, a to při zohlednění dostupnosti výroby, poptávky, přenosových kapacit a bezpečnostních limitů.

• Data: Predikce spotřeby, dostupnost výrobních zdrojů, meteorologické předpovědi, stav přeshraničních kapacit.

• Přínos: Včasné varování TSO před možným nedostatkem výkonu, což umožňuje aktivovat rezervní opatření s dostatečným předstihem.

• Příklad: Kombinace nízké větrné výroby, vysoké poptávky kvůli vlně veder a plánované odstávky elektrárny ukáže RCC jako rizikovou pro konkrétní den – TSO tak mají čas aktivovat dodatečné zdroje flexibility.

Outage Planning Coordination (OPC)

Odstávka vedení nebo transformátoru kvůli údržbě v jedné zemi může výrazně ovlivnit bezpečnost a kapacitu sousedních soustav.

RCC shromažďuje a slučuje plány odstávek od všech TSO v regionu (na horizontu rok dopředu i týden dopředu), identifikuje potenciální nekompatibility a v případě problému navrhuje a koordinuje nápravná opatření.

• Data: Plány údržby jednotlivých TSO, výsledky bezpečnostních analýz pro plánovaná období.

• Přínos: Předchází se situacím, kdy souběh několika odstávek v různých zemích vytvoří kritický stav soustavy, který by žádný z jednotlivých TSO sám neviděl.

• Příklad: ČEPS plánuje odstávku vedení kvůli revizi, RCC zjistí kolizi s plánovanou odstávkou na paralelní trase u rakouského APG a doporučí posunutí jedné z odstávek.

Defence & Restoration Plans Consistency Check

Prevence je vždy prioritou, ale pro případ, že k závažné poruše přesto dojde, musí mít TSO připravené a vzájemně sladěné postupy obnovy soustavy.

TSO vypracovávají vlastní plány obrany (defence plans) a obnovy (restoration plans) obsahující postupy pro co nejrychlejší návrat sítě do normálního stavu po výpadku, blackoutu nebo v tzv. restoration state. RCC tyto individuální plány porovnává, hledá vzájemné nekonzistence a navrhuje opatření k jejich odstranění.

• Data: Národní plány obrany a obnovy jednotlivých TSO, topologii sítě v sousedních oblastech.

• Přínos: Zajišťuje, že postupy obnovy sítě po havárii budou mezi sousedními zeměmi kompatibilní a nebudou si vzájemně odporovat v kritické situaci, kdy je čas nejcennějším zdrojem.

• Příklad: RCC odhalí, že plán obnovy jedné země počítá s rychlým znovupřipojením přeshraničního vedení, zatímco sousední TSO má ve svém plánu pro stejné vedení odlišnou prioritu obnovy – doporučí sladění postupu, aby při reálné krizi nedošlo ke zmatku mezi dispečinky.

Doplňkové úkoly podle Clean Energy Package

Nad rámec šesti základních úkolů z Third Energy Package přináší Clean Energy Package (nařízení 2019/943) sadu dalších úkolů, které RCC postupně zavádějí – u některých TSO a regionů jsou již v provozu, jinde zatím probíhá implementace:

• Podpora regionální koordinace obnovy soustavy – asistence TSO při koordinaci a optimalizaci postupů obnovy sítě po rozsáhlé poruše, pokud je RCC touto úlohou pověřeno.

• Školení a certifikace personálu RCC – zajištění jednotné úrovně kvalifikace pracovníků, kteří koordinační procesy provádí napříč regiony.

• Podpora TSO při identifikaci potřeby nových nebo posílených přenosových kapacit – RCC pomáhá TSO odhalit místa v síti, kde bude do budoucna potřeba investovat do nové infrastruktury.

• Regionální dimenzování rezervní kapacity – výpočet potřebného objemu regulační zálohy na úrovni regionu místo izolovaného posouzení každým TSO zvlášť.

• Podpora regionálního zajišťování regulační energie – koordinace při společném nákupu SVR služeb napříč zeměmi.

• Výpočet maximální vstupní kapacity pro zahraniční účast v kapacitních mechanismech – stanovení, kolik zahraniční výrobní kapacity se může zapojit do národních kapacitních mechanismů sousedních zemí.

• Podpora optimalizace vyrovnání mezi TSO (inter-TSO settlement) – pomoc při vypořádání finančních toků mezi TSO vznikajících z přeshraniční koordinace.

• Identifikace regionálních krizových scénářů – příprava scénářů podle nařízení o rizikové připravenosti (2019/941), které slouží jako podklad pro krizové plány na regionální úrovni.

• Sezónní posouzení přiměřenosti zdrojů (Seasonal Adequacy Assessment) – rozšíření krátkodobého STA o pohled na období měsíců dopředu, typicky před zimním nebo letním obdobím, kdy hrozí sezónní špičky poptávky.

IT jako základ evropské energetiky

Hlavním úkolem RCC je koordinace, která je založena především na rozsáhlém zpracování dat, společných síťových modelech a výpočetně náročných algoritmech. Robustní IT infrastruktura proto není podpůrným prvkem, ale nezbytným předpokladem fungování všech RCC procesů.

CGMES a OPDE – standard a platforma, na které koordinace stojí

Klíčovým technickým standardem je CGMES (Common Grid Model Exchange Standard). Definuje jednotný datový model, který umožňuje automatizované slučování národních modelů jednotlivých TSO do společného celoevropského modelu (CGM) – bez ručního přepisování dat nebo párování odlišných formátů mezi jednotlivými zeměmi. To jsem již popisoval v IE#23 o Network Modelu.

Samotnou výměnu těchto modelů a navazujících výsledků zajišťuje OPDE (Operational Planning Data Environment). Jde o centrální platformu ENTSO-E pro výměnu provozních dat mezi TSO a RCC, která zajišťuje bezpečný a standardizovaný přenos síťových modelů, výsledků výpočtů i dalších provozních dat. Slučování jednotlivých národních modelů (IGM) do jednoho společného obrazu sítě přitom u některých RCC – například u SEleNe CC – zajišťuje specializovaný výpočetní modul známý jako European Merging Function (EMF).

Přechod na CGMES přitom u některých RCC stále probíhá – ne všechny regiony migrovaly ze staršího formátu UCTE ve stejnou dobu, což znamená, že míra automatizace tvorby CGM se mezi regiony liší.

Flow-Based Capacity Calculation a CCC Tool

Metoda Flow-Based Capacity Calculation, kterou dnes používá většina evropských capacity calculation regionů, je dobrým příkladem toho, proč je výpočetní výkon tak zásadní. Místo jednoduchého stanovení kapacity zvlášť pro každou hraniční linku se počítá se skutečným fyzikálním rozložením toků výkonu v celé propojené síti současně.

Tento výpočet provádí specializovaný nástroj, kterému se v regionu Core říká CCC Tool (CCCt – Coordinated Capacity Calculator), na jehož implementaci jsem se podílel od samého začátku. Do něj TSO posílají vstupní data – GLSK soubory (Generation and Load Shift Keys) a seznamy kriticky sledovaných prvků sítě (CNEC). Na základě těchto vstupů provede CCC Tool koordinovaný výpočet přenosových kapacit metodou Flow-Based a stanoví parametry PTDF a RAM, které tvoří vstup pro následnou alokaci kapacit na trhu. Výsledky prochází validací TSO a zveřejňují se přes publikační platformu JAO (Joint Allocation Office), aby k nim měli všichni účastníci trhu přístup ve stejný okamžik.

V intraday horizontu jsou do výpočtu zahrnuty aktuální výsledky přeshraničního obchodování z prostředí SIDC/XBID, aby bylo možné průběžně aktualizovat disponibilní kapacity poté, co se jejich část už vyčerpala kontinuálním obchodováním.

Celý tento řetězec musí navíc doběhnout v přesně vymezeném časovém okně před otevřením trhu – trh nemůže čekat, až se dopočítá.

Security Analysis

Výpočty bezpečnostní analýzy využívají validované síťové modely vytvořené v nástrojích jednotlivých TSO. Ty mohou být připravovány v různých certifikovaných výpočetních prostředích podporujících standard CGMES, například DIgSILENT PowerFactory nebo dalších specializovaných síťových simulátorech. TSCNET například uvádí, že v rámci CSA provádí přes 100 000 výpočtů ročně – pro každý časový úsek se simulují desítky až stovky poruchových scénářů a hledá se, zda by některý z nich nevedl k přetížení jiné části sítě.

Automatizace jako provozní nutnost

Vzhledem k objemu dat a frekvenci výpočtů (den dopředu, intraday, opakovaně během dne) automatizace v RCC není volbou, ale provozní nutností. Propojení OPDE, CCC Tool, JAO a SIDC/XBID do jednoho automatizovaného řetězce umožňuje, aby se tisíce výpočtů a datových výměn denně odehrávaly bez soustavného ručního zásahu – lidská kontrola zůstává vyhrazena pro validaci výsledků a řešení výjimečných stavů, ne pro běžný provoz.

Evropská přenosová soustava dnes představuje jeden z největších distribuovaných kyber-fyzických systémů na světě. Její bezpečnost již není dána pouze spolehlivostí vedení, transformátorů a ochran, ale ve stejné míře také kvalitou dat, interoperabilitou systémů a správností algoritmů, které nad nimi pracují. Chyba v datové výměně nebo nedostupnost klíčového výpočetního systému může ovlivnit provoz soustavy stejně významně jako porucha fyzické infrastruktury

Funkčnost i přes nedostupnost dat

ACER pro rok 2022 uváděl u Baltic RCC dostupnost IGM je jen okolo 73 %. To ukazuje na jednu z technicky nejnáročnějších částí implementace celého řešení: návrh a otestování scénářů pro chybějící nebo nevalidní data. Nestačí navrhnout výpočet pro standardní případ, kdy všechny TSO dodají kvalitní model včas – naprostá většina implementačního úsilí jde do definice toho, co se stane, když se tak nestane.

Kdy nahradit chybějící IGM posledním platným modelem, kdy použít konzervativní záložní hodnotu kapacity místo plného výpočtu, kdy použít data ze včerejška a kdy z minulého týdne nebo roku, kdy naopak proces zastavit, protože žádná náhrada není dost bezpečná.

Každé takové rozhodnutí musí být navíc deterministické a auditovatelné, protože ho každý den zase posuzuje regulátor a TSO, kteří se výsledkem řídí.

CorNet – pokus o sdílenou platformu

Vzhledem ke komplexitě je nasnadě vyvinout společnou platformu a ušetřit se izolovaného hledání vlastní cesty. Příkladem snahy o sdílenou IT infrastrukturu na evropské úrovni je program CorNet, spuštěný v říjnu 2021 jako společná iniciativa Coreso a TSCNET. Cílem bylo vytvořit jednotnou RCC Service Platform – sadu společných nástrojů pro klíčové koordinační úkoly (např. CGM, CSA), místo aby si každá RCC vyvíjela a provozovala vlastní paralelní řešení. Na vývoji se podílela řada dodavatelů. Prvním modulem uvedeným do provozu byl v prosinci 2024 CGM pro slučování modelů sítě (European Merging Function). CorNet je dobrou ilustrací toho, jak náročné je budovat sdílenou IT infrastrukturu – i po letech vývoje zůstává řada modulů teprve v přípravě.

Shrnutí a budoucnost

Evropská elektroenergetika už dávno není jen soustavou elektráren, transformátorů a vedení. Stává se rozsáhlým distribuovaným informačním systémem, ve kterém se fyzikální infrastruktura a digitální technologie navzájem doplňují. Regionální koordinační centra jsou jedním z nejlepších příkladů této proměny – sama elektřinu nepřenášejí, ale díky datům, modelům a výpočetním algoritmům umožňují, aby ji bezpečně přenášeli ostatní.

1. RCC nekontrolují síť, ale dělají ji bezpečnější a efektivnější – veškerou provozní odpovědnost a rozhodovací pravomoc si stále drží jednotliví TSO; RCC poskytují analýzy, výpočty a doporučení na regionální a celoevropské úrovni.

2. Evropská elektroenergetika je dnes nerozlučně propojená s fyzickou sítí, trhem i IT – bez společného modelu sítě (CGM), standardizovaných dat (CGMES) a výkonných výpočetních systémů by koordinace přeshraničních toků, kapacit a bezpečnosti nebyla možná.

S pokračující elektrifikací, rostoucím podílem obnovitelných zdrojů, rozvojem flexibility, bateriových úložišť i nových HVDC propojení bude význam regionální koordinace dále růst. Spolu s tím poroste i význam kvalitních dat, interoperabilních standardů, kybernetické bezpečnosti a robustních IT systémů. Budoucnost evropské energetiky se proto nebude rozhodovat jen v rozvodnách a na dispečincích, ale stále více také v datových centrech, nad algoritmy a společnými evropskými platformami. Vídíme to i na událostech letošního roku:

• Nové kompetence RCC – V roce 2026 ACER dokončuje schvalování metodik pro regionální dimenzování regulačních rezerv (Regional Sizing of Reserve Capacity) a související procesy přeshraniční koordinace podpůrných služeb. RCC se tak postupně posouvají od koordinace přenosových kapacit a bezpečnosti provozu také k optimalizaci využití rezervních zdrojů na regionální úrovni, což by mělo zvýšit efektivitu i snížit náklady na zajištění stability elektrizační soustavy.

• Elektrické sítě jako strategická infrastruktura Evropy – Jedním z hlavních témat European Grids Summit 2026 byla rostoucí strategická role přenosových sítí v souvislosti s dekarbonizací, elektrifikací spotřeby a rozvojem datových center. ENTSO-E zdůrazňuje, že bezpečný provoz evropské soustavy bude stále více záviset na regionální koordinaci mezi TSO a RCC a na schopnosti sdílet data i výpočetní kapacity napříč Evropou.

• Další posilování regionální koordinace – Evropská komise společně s ENTSO-E připravuje revizi části energetické legislativy upravující řízení Energetické unie. Jedním z diskutovaných směrů je další posílení přeshraniční spolupráce, lepší využívání společných síťových modelů a hlubší koordinace provozního plánování na regionální úrovni, ve které hrají RCC stále významnější roli.

• RCC při vyšetřování rozsáhlých provozních incidentů – Finální zpráva k blackoutu na Pyrenejském poloostrově z 28. dubna 2025, zveřejněná v roce 2026, ukazuje, že role RCC nekončí u každodenní koordinace provozu. RCC se podílela také na regionálním vyšetřování příčin události, analýze průběhu poruchy a formulaci doporučení, která mají přispět ke zvýšení odolnosti evropské propojené elektrizační soustavy při budoucích krizových situacích.

Právě proto považuji RCC za jednu z nejzajímavějších institucí současné evropské energetiky. Nejsou příliš vidět, ale bez jejich každodenní práce by jednotný evropský trh s elektřinou ani bezpečný provoz propojené soustavy v podobě, jak ji dnes známe, jednoduše nebyly možné.

• Reconductoring – jak zvýšit kapacitu stávajících elektrických vedení bez výstavby nových koridorů.

• Supravodivé kabely – technologie s téměř nulovými přenosovými ztrátami, která míří do velkých měst a datacenter.

• Nejvyšší větrná turbína světa – proč může být cesta k vyšším výkonům spíše vzhůru než k větším rotorům.

• Létající větrné elektrárny – fascinující koncept, který naráží na tvrdou realitu fyziky i ekonomiky.

• Sodíkové baterie – technologie, která by mohla významně doplnit dnešní dominanci lithia.

Reconductoring, pokrok v mezích zákona

Už víme, že problémem současné energetické soustavy je přenos velkých objemů energie. Pokud chce provozovatel přenosové soustavy zdvojnásobit kapacitu klíčové trasy stavbou nového paralelního vedení, v podmínkách Evropy to znamená v průměru 10 až 12 let projektování, vykupování pozemků, EIA posudků a soudních sporů s ekologickými spolky či obcemi.

Existuje ale řešení, které se obejde bez nového koridoru: vyměnit stávající ocelová jádra vodičů za kompozitní. Stožáry zůstávají na místě, trasa se nemění, mění se jen to, co visí mezi izolátory a typický nárůst kapacity je o 50–100 %.

Klasická nadzemní vedení vysokého a velmi vysokého napětí tvoří vodiče typu ACSR (Aluminum Conductor Steel Reinforced). Jde o hliníková lana, v jejichž středu je ocelové jádro zajišťující mechanickou pevnost. Hliník vede proud, ocel drží váhu.

Reconductoring je technologický postup, při kterém se stávající ocelohliníkové vodiče demontují a nahradí se moderními vodiči s kompozitním jádrem (nejčastěji HTLS – High-Temperature Low-Sag nebo ACCC – Aluminum Conductor Composite Core). Klíčový rozdíl spočívá ve fyzikálních vlastnostech materiálu jádra:

• Tepelná roztažnost a průvěs: Když klasickým ocelohliníkovým lankem protéká velký proud, lano se zahřívá. Ocel má relativně vysokou tepelnou roztažnost. Vodič se proto při teplotách nad 85 °C začne výrazně prodlužovat a prověšovat k zemi, což riskuje zkrat o koruny stromů nebo zástavbu. To je hlavní fyzikální limit přenosu, nikoli to, že by hliník více proudu neunesl.

• Kompozitní řešení: Uhlíková nebo polymerová kompozitní jádra mají extrémní pevnost v tahu, jsou lehčí než ocel a vykazují téměř nulovou tepelnou roztažnost. Vodič s kompozitním jádrem lze bezpečně provozovat při teplotách až 200 °C, aniž by došlo k nebezpečnému průvěsu.

• Více hliníku: Protože je kompozitní jádro tenčí a lehčí než ocelové, zbývá v celkovém průřezu vodiče více místa pro samotný hliník (často se používá trapezoidálně tvarovaný hliník, který eliminuje vzduchové mezery). Do stejného průměru lana se tak dostane o 20 až 30 % více vodivého materiálu.

Technologie řeší největší břemeno moderní síťové infrastruktury – povolovací procesy a čas. Je ovšem vhodná jen tam, kde je vysoký výkon třeba nárazově pro nejvyšší peaky. Pokud linka běží trvale na svém tepelném maximu, provozní náklady (OPEX) kvůli ztrátám rostou.

Druhým přínosem je odolnost proti extrémnímu počasí. Kompozitní vodiče lépe zvládají mechanické namáhání způsobené námrazou a silným větrem, což přímo snižuje riziko havárií a plošných blackoutů způsobených přetržením fázových vodičů.

Supravodivé kabely

Zatímco reconductoring řeší, jak z existujícího vedení vytěžit víc, supravodivé kabely (HTS) jdou ještě dál – nabízí přenos, u kterého prakticky nevznikají tepelné ztráty.

Díky tomu jedním kabelem projde přes 3 GW výkonu, tedy dost na napájení velkého města, a stejný průřez unese 8 až 10krát víc energie než konvenční vedení. Protože se kabel nezahřívá, dá se uložit hlouběji pod zem a nesnižuje kapacitu sousedních tras – což je u husté městské zástavby velký rozdíl oproti klasickým řešením.

• Nulový elektrický odpor: HTS kabely využívají speciální keramické materiály (nejčastěji na bázi oxidů mědi, barya a vzácných zemin), které při podchlazení kapalným dusíkem na teplotu kolem −196 °C (77 K) zcela ztrácejí elektrický odpor pro stejnosměrný proud (u střídavého proudu vykazují jen zanedbatelné hysterezní ztráty).

• Brutální proudová hustota: Stejný průřez supravodivého vodiče unese 8 až 10 krát větší proud než konvenční kabel. Jedna tenká podzemní trasa tak dokáže přenést výkon přes 3 GW, což bez problémů stačí na napájení celého velkoměsta.

• Absence tepelné stopy: Protože v samotném supravodiči nevzniká Jouleovo teplo (I^2R = 0), kabel se vůbec nezahřívá. Klasické podzemní kabely přitom musíte ukládat daleko od sebe a mělce pod povrch, aby se stihly ochlazovat od okolní půdy, jinak hrozí roztavení izolace. Supravodič můžete zakopat hluboko a těsně vedle jiných inženýrských sítí.

Technologie už opustila laboratoře. Německý projekt AmpaCity a americké instalace LIPA a AEP prokázaly, že HTS kabel zvládne reálný provoz se skutečným zatížením, ne jen zkušební demonstraci. Jihokorejský energetický gigant KEPCO uvedl do provozu komerční 23kV soustavu o délce přes kilometr mezi dvěma rozvodnami. Nejambicióznější je zatím připravovaný mnichovský projekt Superlink – 15 kilometrů dlouhé, 500MVA supravodivé propojení napříč celým městem, které už prošlo typovými testy.

Nová poptávka přichází paradoxně z odvětví, které s energetikou na první pohled nesouvisí – z umělé inteligence. Microsoft testuje HTS kabely od firmy VEIR jako řešení, jak napájet datacentra bez nutnosti stavět zcela nová vedení a bez zatěžování okolních komunit další elektrickou infrastrukturou. Datacentra totiž potřebují obrovský výkon na malé ploše, přesně to, v čem je supravodivý kabel silný. Ve Velké Británii letos Institute of Physics vyzval k výstavbě první velké demonstrační trasy, protože HTS kabely by mohly fungovat jako nízkoztrátové „superdálnice” z větrných parků v Severním moři do vnitrozemí – bez nutnosti omezovat výrobu kvůli přetížené síti, k čemuž dnes běžně dochází.

Hlavní bariérou zůstává chlazení na delších trasách – supravodivost funguje jen při velmi nízkých teplotách, takže kabel potřebuje průběžné chlazení kapalným dusíkem, což zvyšuje složitost i náklady na delší vzdálenosti. Proto se zatím projekty pohybují v řádu jednotek až nízkých desítek kilometrů, ne stovek.

• Ekonomická realita (CAPEX vs. OPEX): Supravodivost rozhodně není nástrojem pro plošné snižování ceny přenosu energie. Investiční náklady (CAPEX) na kryogenní infrastrukturu jsou extrémně vysoké. Zásadním limitem jsou navíc provozní náklady (OPEX) – abyste udrželi dusík v kapalném stavu, systém vyžaduje hustou síť kompresorových chladicích stanic, které samy spotřebovávají nezanedbatelné množství elektřiny.

HTS kabel se ekonomicky vyplatí pouze jako „chirurgický řez“ v místech, kde jsou ceny městských pozemků nebo náklady na ražbu klasických širokých kabelových tunelů vyšší než cena samotného supravodiče a jeho dusíkového hospodářství. Proto se současné projekty pohybují v řádu jednotek až nízkých desítek kilometrů, nikoli stovek. Jde o exkluzivní řešení pro extrémní infrastrukturní úzká hrdla.

Nejvyšší větrník světa

V německém Braniborsku, severně od obce Schipkau mezi větrnými parky Klettwitz-North a Klettwitz-South, roste stavba, která má za cíl stát se nejvyšší větrnou turbínou na světě. Za projektem stojí drážďanská inženýrská firma GICON a technologicky jde o unikátní kombinaci – nikoli extrémně velkého rotoru, ale extrémně vysoké příhradové věže s promyšleným teleskopickým systémem montáže. Výstavba začala v září 2024 a i přes dílčí komplikace se má turbína připojit k síti koncem roku 2026.

Základní parametry

• Turbína: Vensys 126, nominální výkon 3,8 MW, průměr rotoru 126 metrů

• Výška osy rotoru (hub height): 300 m

• Celková výška po špičku lopatky: 364 m

• Očekávaný roční výnos: 30–33 GWh, tedy zásobování zhruba 7 500 domácností

• Cílová cena elektřiny: pod 5 centů/kWh

Konstrukce věže: příhradová, ne trubková

Na rozdíl od běžných turbín s válcovou ocelovou trubkovou věží používá GICON čtyřnohou příhradovou (lattice) strukturu, připomínající vysokonapěťový stožár nebo radiový vysílač. Důvod je čistě konstrukční – při této výšce příhradová struktura:

• snižuje zatížení větrem díky menší návětrné ploše než u plné trubky,

• potřebuje méně oceli pro stejnou tuhost,

• rozkládá síly přes triangulované prvky,

• má lepší odolnost proti vzpěru vzhledem k vlastní hmotnosti.

Celá věž váží přes 2 000 tun oceli a skládá se z 22 000 jednotlivých dílů.

Teleskopický (dvouvěžový) montážní systém

Tohle je jádro celého inženýrského řešení. Věž má dvě soustavy – vnější, statickou, a vnitřní, pohyblivou:

1. Gondola, hlava rotoru a lopatky se smontují na mezivýšce kolem 150 m, tedy v dosahu standardních jeřábů, které se v odvětví běžně používají.

2. Hydraulický systém poté zvedne celou vnitřní věž i s namontovanou gondolou a rotorem vertikálně vzhůru, přičemž vnější věž slouží jako vodicí konstrukce – princip podobný teleskopickému výsuvu, jen v měřítku tisíců tun.

3. Výsledná výška osy rotoru dosáhne 300 m – tedy mimo provozní limity jeřábů, které v takové výšce nedokážou bezpečně zvedat těžké komponenty.

Tento přístup obchází zásadní bariéru: na trhu totiž neexistují jeřáby schopné montovat těžké komponenty turbíny ve výšce 300 metrů. Věž tak funguje jako vlastní zvedací mechanismus.

Aerodynamika a proč roste výkon

Fyzikální podstata je klasický vertikální gradient rychlosti větru (wind shear) – rychlost větru roste s výškou podle mocninného (power-law) profilu. Ve 300 m je rychlost větru zhruba o 40 % vyšší než ve standardní výšce 100–150 m. A protože výkon turbíny roste s třetí mocninou rychlosti větru (P ∝ v³), i tento rozdíl se promítá do výrazně vyššího výnosu.

Podstatné je ale i druhé pozorování zakladatele GICON Jochena Großmanna: ve výšce 300 m je vítr nejen rychlejší, ale má i užší rozptyl a stabilnější profil – to v praxi znamená víc hodin provozu na plný výkon (full-load hours), nejen vyšší špičkovou rychlost. Kombinace obou efektů dává výsledný přibližně dvojnásobný roční výnos při stejném průměru rotoru.

Zatížení a konstrukční výzva

Ve výšce 300 m vznikají enormní boční síly od větru, které staví věž do zatěžovacích podmínek zásadně odlišných od běžných turbín. Zajímavé je, že samotný rotor s průměrem 126 m není nijak neobvykle velký – klíčová inženýrská výzva leží ve vztahu mezi štíhlostí věže a jejím dynamickým chováním (vibrace, rezonance, únava materiálu), nikoli ve velikosti rotoru samotného.

Stav projektu

Stavba začala v září 2024, koncem roku 2025 se ale objevily vadné ocelové díly, což výstavbu dočasně zastavilo. Připojení k síti se nyní plánuje na konec roku 2026. Jde o prototyp – testování a certifikace pravděpodobně budou pokračovat i po prvním náběhu do provozu.

Proč se nestaví energetické „vzducholodě”

Vysoko nad zemí fouká vítr silněji a stabilněji než u země – ve 200 metrech klidně o 3 až 4 metry za sekundu víc. Odtud nápad: proč stavět stožáry, když turbínu můžete nechat viset na laně? Takzvaný airborne wind energy má dvě podoby – heliem plněné vznášející se pouzdro s turbínou uvnitř (to testovala americká Altaeros Energies na Aljašce) nebo autonomně létající drak či tuhé křídlo, které svým tahem roztáčí generátor na zemi.

Realita byla tvrdší než fyzika slibovala. Google/Alphabet svůj projekt Makani v roce 2020 zavřel s vysvětlením, že cesta ke komercializaci je delší a rizikovější, než firma čekala – a to od hráče s prakticky neomezeným kapitálem. Nizozemský Ampyx Power, jeden z nejdál pokročilých vývojářů, potřeboval k dokončení komerční technologie odhadem 500 milionů eur, ale za celou historii firmy se mu podařilo získat jen asi 50 milionů. V roce 2022 zkrachoval, přestože měl funkční a otestovaný demonstrátor.

Problém nebyl v základním principu, ale ve všem kolem něj: start a přistání autonomního létajícího zařízení nemá zavedený standard, jednotlivé firmy zkoušely čtyři různé přístupy najednou, systém musí bez selhání zvládat turbulence a námrazu, a k tomu přibývá letecká regulace, která pro klasickou věž vůbec neplatí. U heliových systémů navíc drahý plyn uniká netěsnostmi, což omezuje smysluplné využití na malé off-grid lokality – ostrovy, doly, vojenské základny.

Menší hráči jako Kitepower nebo SkySails první komerční kusy skutečně dodali, ale v jednotkách kilowattů, ne jako náhrada větrných parků. Zajímavé je, že zatímco na západě většina firem skončila v konkurzu nebo v pilotním měřítku, Čína v segmentu dál investuje a nedávno otestovala vysokovýškový systém s projektovaným výkonem 5 MW.

Sodíkové baterie: bod zlomu, nebo jen doplněk k lithiu?

Sodík je v tabulce vedle lithia a chemicky si je s ním podobný – jenže je ho v zemské kůře řádově víc a je levnější. Roky se o sodíkových bateriích mluvilo jako o slibné, ale nezralé alternativě. Letos přišel signál, že se to mění: čínský CATL podepsal s integrátorem HyperStrong tříletou smlouvu na dodávku 60 GWh sodíkových baterií pro stacionární úložiště – objem srovnatelný s roční spotřebou několika milionů domácností. CATL to označuje za bod obratu poté, co firma zvládla technologické překážky masové výroby.

Výhody jsou konkrétní: baterie se nabije na 80 procent kapacity za 15 minut, lépe snáší extrémní teploty a je levnější na vyrobenou kilowatthodinu. Nevýhodou zůstává nižší energetická hustota – proto se sodík zatím prosazuje u stacionárních úložišť sítě, ne v elektromobilech, kde jde hlavně o dojezd na jednotku hmotnosti.

Ráno, kdy se zastavilo americké jádro

Three Mile Island stojí na ostrově na řece Susquehanna pár kilometrů od Harrisburgu, hlavního města Pensylvánie. Blok 2, který havaroval, byl uveden do provozu teprve v prosinci 1978 – měl za sebou necelé tři měsíce komerčního provozu. Dvanáct dní před havárií měl v kinech premiéru film Syndrom, ve kterém fiktivní elektrárna prochází skoro přesně tím scénářem, který se pak reálně odehrál v Pensylvánii. Jaderný průmysl tehdy zápletku veřejně označoval za nereálnou. O dvanáct dní později stálo tvrzení proti realitě na televizních obrazovkách celé Ameriky – a přesně tenhle rámec, ne fakta, formoval to, jak veřejnost havárii pochopila dřív, než vůbec byla fakta známá.

Ve čtyři hodiny ráno 28. března 1979 přestalo v bloku 2 fungovat čerpadlo napájecí vody. Reaktor zareagoval přesně podle projektu – řídicí tyče spadly do aktivní zóny, štěpení se zastavilo, tlak v primárním okruhu vzrostl a pojistný ventil na hlavě tlakové nádoby se automaticky otevřel. Do této chvíle udělalo zařízení všechno, k čemu bylo navrženo. Pak se ale ventil nezavřel. Na panelu přitom svítila kontrolka, která ukazovala jen to, že byl odeslán signál k zavření, ne to, jestli ventil skutečně poslechl. Operátoři devadesát minut věřili, že mají situaci pod kontrolou, zatímco z aktivní zóny odtékalo chladivo otevřeným ventilem, o kterém nevěděli. Než ho kolem šesté hodiny ráno někdo ručně uzavřel, uniklo přes sto dvacet tisíc litrů vody a zhruba šedesát procent paliva se stihlo roztavit.

Stejný typ ventilu selhal stejným způsobem už dva roky předtím na elektrárně Davis-Besse v Ohiu. Tam si toho operátor všiml během minut a ventil zablokoval. Nikdo o tom neslyšel, protože se nic nestalo. Rozdíl mezi Davis-Besse a Three Mile Island tak nebyl v technologii – byl v tom, jestli si toho člověk v řídicí místnosti všimne včas.

Ventil, který lhal

Přetlakový ventil je bezpečnostní prvek, jehož jediným úkolem je otevřít se při přetlaku a zase se zavřít, jakmile tlak klesne – funguje jako pojistný ventil na tlakovém hrnci, jen o mnoho řádů větší. Problém v roce 1979 byl v telemetrii. Kontrolka v řídicí místnosti ukazovala příkaz, ne výsledek – je to, jako kdyby na dálkovém ovladači svítilo světýlko pokaždé, když stisknete tlačítko vypnout, bez ohledu na to, jestli se televize skutečně vypnula.

K tomu se přidal lidský faktor. Osm minut po začátku havárie zjistili operátoři, že pomocná napájecí voda se do parogenerátorů vůbec nedostává, protože zůstaly zavřené ventily po rutinní údržbě. Když senzor v reaktoru nahlásil vysokou hladinu vody, operátor to vyhodnotil jako chybu čerpadel a nechal je vypnout, čímž nevědomky prohloubil probíhající únik. Prezidentská komise vedená Johnem Kemenym později označila za příčinu havárie nedostatečný výcvik obsluhy a chybějící postupy, ne konstrukci reaktoru.

Fyzikálně nejnebezpečnějším momentem havárie byla vodíková bublina, která vznikla, když se přehřátý zirkonový obal palivových tyčí rozložil ve styku s párou. Hrozilo, že se v tlakové nádobě vytvoří výbušná směs s kyslíkem. Analýzy o den později ukázaly, že kyslík v nádobě chybí, výbuch tedy nebyl fyzikálně možný, a bublina byla během několika dní bezpečně odstraněna. Reaktor udělal přesně to, k čemu byl navržen – i s roztaveným jádrem uvnitř zůstala radioaktivita zadržená v budově, a víc než tucet nezávislých studií od havárie neprokázal žádný měřitelný nárůst rakoviny v okolí, uvádí Světová jaderná asociace.

Sto reaktorů, které nikdy nevznikly

Zjednodušená verze příběhu, kterou používám – Three Mile Island zabila americké jádro – je jen z poloviny pravdivá. Studie z roku 2013 zjistila, že ze všech plánovaných amerických reaktorů zrušených mezi lety 1960 a 2010 padlo čtyřicet procent ještě před havárií, kvůli přestřeleným rozpočtům a rostoucím úrokovým sazbám. Ekonomika velkých jaderných staveb byla nemocná už na konci sedmdesátých let. Podobnou situaci vidíme i dnes.

Havárie vše proměnila v politický kolaps. NRC na měsíce pozastavila licencování všech nových reaktorů, zavedla rezidentní inspektory v každé elektrárně a zpřísnila výcvik i postupy – rozumné kroky cílené přesně na to, co selhalo. Regulace se ale neomezila na konstrukční slabinu reaktorů, jejichž ventil selhal i v Ohiu. Dopadla plošně na celou flotilu, včetně technologicky odlišných konstrukcí, které sdílely jen palivo z uranu a slovo reaktor v názvu. Mezi rokem 1980 a 1984 padlo podle Mezinárodní agentury pro atomovou energii 52 amerických reaktorů, a mezi lety 1979 a 2012 nezačala výstavba jediného nového bloku. Fyzikální riziko bylo úzké a konkrétní. Regulatorní odpověď byla široká a plošná – ekonomové pro tenhle nepoměr mají pojem precautionary overreach, reakce na riziko, jejíž náklady výrazně přesahují riziko samotné.

Účet se dá vyčíslit. General Public Utilities musela kvůli výpadku výroby vydat stovky milionů dolarů na dražší náhradní elektřinu z ropných zdrojů, než jí regulátoři dovolili náklady promítnout do cen. Delší schvalovací procesy a retroaktivní konstrukční úpravy natáhly dobu výstavby nových reaktorů z necelých šesti let na patnáct i více, a náklady na kilowatt výkonu se znásobily. Dodnes v USA reálně dostavěly jen dva nové bloky mimo ty rozestavěné před rokem 1979 – bloky Vogtle v Georgii, jejichž rozpočet přesáhl třicet miliard dolarů a přežil jen díky dvanácti miliardám dolarů státních záruk. Kolik z tohoto zdražení jde na vrub konkrétně TMI a kolik obecně rostoucím nárokům po Černobylu, ekonomická literatura nedává jedno číslo – jistý je směr efektu, ne jeho přesná váha.

Poctivost vyžaduje i opačný pohled. Menšinová část epidemiologické literatury z devadesátých let, opřená hlavně o dotazníková šetření mezi obyvateli okolí, tvrdila zvýšený výskyt rakoviny v okolí elektrárny – odvolací soud tato tvrzení v roce 1996 zamítl pro nedostatek důkazů o příčinné souvislosti, převažující konsenzus, včetně třináctileté studie na třiatřiceti tisících obyvatel, žádný takový efekt nenašel, ale jistota tu není absolutní, jen převažující. A ekonomický argument jde vyvrátit jen těžko – bez přísné regulace mohla nižší bezpečnostní marže vést k další, skutečně závažné havárii, jejíž cena by ve ztracené důvěře veřejnosti byla vyšší než cena zpožděné výstavby. Obě tvrzení mohou platit zároveň, a přesně tahle nejednoznačnost je důvod, proč debata o americkém jádru po Three Mile Island nikdy úplně neskončila.

Elektrárna, kterou nezabila havárie, ale burza

Blok 1, sesterský reaktor bloku, který havaroval, stál na tom samém ostrově a havárií nedotčen jel po obnovení provozu v roce 1985 bezpečně dalších čtyřiatřicet let. Odstaven byl v září 2019, a to nikoliv kvůli bezpečnosti, ale kvůli tabulce v excelu. Provozní náklady vycházely na přibližně 44 dolarů za megawatthodinu, zatímco tržní cena v regionu se pohybovala kolem 39 dolarů, poháněná levným břidlicovým plynem. Pensylvánie neměla mechanismus, který by bezemisní jadernou výrobu finančně zvýhodnil tak, jako to dělají podpory pro solár nebo vítr. Čtyřicetiletý veterán americké jaderné flotily zhasl ne proto, že by byl nebezpečný, ale proto, že byl o pár dolarů dražší než plyn.

V září 2024 podepsal Microsoft s provozovatelem Constellation Energy dvacetiletou smlouvu o odběru elektřiny, jejímž cílem je tenhle odstavený blok restartovat jako Crane Clean Energy Center a znovu dodávat do sítě 835 megawattů bezemisního výkonu – tentokrát k pokrytí spotřeby datových center pro umělou inteligenci. FERC letos v červnu schválila Constellation převod kapacitních práv, které to umožňují, a NRC začátkem června zveřejnila návrh environmentálního posouzení s lhůtou pro veřejné připomínky do 8. července 2026.

Zůstává jedna komplikace – klíčová vedení vysokého napětí, nutná pro plné využití výkonu reaktoru, nebudou hotová dřív než v roce 2030. Bariérou restartu jaderné elektrárny v roce 2026 tedy není strach z jádra, ale neschopnost postavit dost vedení k vyvedení výkonu. Crane přitom není osamocený případ – po USA se aktuálně vracejí do provozu i Palisades v Michiganu a Duane Arnold v Iowě, oba odstavené z ekonomických, ne bezpečnostních důvodů. Poptávka po stálém bezemisním výkonu ze strany technologických firem se během pár let stala silnějším argumentem pro jádro než celá dekáda klimatické politiky. Ne všichni v okolí Middletownu ale restart vítají bez výhrad – na veřejném slyšení NRC v roce 2025 zaznělo, jestli regulátor dokáže zaručit bezpečnost v době, kdy federální vláda tlačí na deregulaci energetiky.

Závěr

Three Mile Island se do dějin zapsala jako důkaz, že jaderná energetika je nekontrolovatelně riziková. Fakta ukazují téměř přesný opak. Reaktor obstál, radiace zůstala zanedbatelná, a reaktor, který havárii nezpůsobil, běžel bezpečně dalších čtyřiatřicet let, než ho zabila ne fyzika, ale cena plynu. Co skutečně zastavilo americké jádro, nebyla vadná technologie, ale to, jak společnost zareagovala na vadný ventil a nevycvičenou obsluhu.

Nejvýmluvnějším komentářem k celé kauze je dnes samotný osud budovy. Tentýž reaktor, čtyřicet sedm let zkratka pro jaderné riziko, se vrací do provozu, protože nejmocnější technologická firma na světě potřebuje stálý bezemisní zdroj energie a je ochotná za něj platit prémii. Amerika neztratila čtyřicet let jaderné výstavby kvůli fyzice reaktorů. Ztratila je kvůli tomu, jak moc se báli lidé, kteří tu fyziku nikdy nerozuměli – a účet za ten strach teď platí formou zpožděných vedení vysokého napětí, ne formou roztavených aktivních zón.

692 EUR/MWh: Večerní špička v horkých dnech rozbila mýtus o „levném letním proudu”

Horké dny na konci června 2026 předvedly učebnicový příklad toho, jak vrtkavá může být rovnováha moderní energetické soustavy. Zatímco v poledních hodinách se ceny na denním trhu propadaly k nule – místy i do záporu – večerní špička kolem 19. hodiny vyslala cenu elektřiny na 692 EUR/MWh. Rozdíl v řádu stovek eur během jediného dne. To není anomálie. To je nová realita.

Graf ilustruje typický průběh cen a výkonu FVE v takovýto den. Reálný peak 692 EUR/MWh nastal přibližně v 19:00–20:00 CET.

Fenomén „Hitzeflaute” v praxi

Německý termín Hitzeflaute – doslova „horká bezvětří” – popisuje situaci, kdy se sešly čtyři nepříznivé faktory přesně v tu nejhorší chvíli:

• Vlna veder s teplotami přes 43 °C zasáhla střední Evropu a zvedla spotřebu klimatizačních jednotek na historická maxima. Ve Francii 23. června 2026 teploty přesáhly 44 °C – nejteplejší den od roku 1947.

• Západ slunce způsobil téměř okamžitý výpadek fotovoltaického výkonu bez náhrady – z 90 % maxima na nulu v průběhu tří hodin.

• Bezvětří eliminovalo větrné zdroje jako záchrannou flexibilní kapacitu.

• Francouzské jaderné bloky narazily na fyzikální limit: EDF odstavila přibližně 6,2 GW jaderné kapacity – téměř 10 % celé francouzské flotily – kvůli příliš teplé chladicí vodě v řekách. Regulace zakazují přehřívání říční vody nad zákonné limity. Konkrétně: v Golfech nesmí teplota Garonny po odběru chladicí vody překročit 28 °C, na Nogent-sur-Seine nesmí teplota Seiny vzrůst o více než 3 °C – v horku se tyto limity nedaly dodržet jinak než omezením výkonu.

Výsledek: závěrné zdroje – především plynové elektrárny – nastavovaly marginální cenu bez konkurence. A trh jim to zaplatil naplno.

Geopolitický přídavek: Tento letní peak nepřišel do prázdného prostoru. Konflikty na Blízkém východě a narušení dodávek LNG přes Hormuzský průliv v roce 2026 zdvihly ceny zemního plynu (TTF) a ty se přímočaře promítly do spotových cen elektřiny v zemích závislých na plynu – Německo a Itálie v nejvypjatějších hodinách sledovaly ceny v rozmezí 120–150 EUR/MWh ještě před letní špičkou.

Proč baterie nestačily – a přesto vydělaly

Tady přichází klíčový paradox: baterií přibývá rychle, ale červnový peak to nezastavilo. Proč?

EU nainstalovala v roce 2025 rekordních 27,1 GWh nové kapacity baterií, celková instalovaná kapacita dosáhla 77,3 GWh. To zní impozantně – ale v kontextu celé sítě jde stále o zlomek. V Itálii velké baterie v září 2025 dodávaly ve večerní špičce průměrně 1,1 GW – pouhá 3 % poptávky v těchto hodinách, zatímco fosilní zdroje pokrývaly 52 %. Situace v Německu a střední Evropě je obdobná.

• Strukturální limit 2hodinových baterií: Dominantní technologií jsou dnes systémy s kapacitou pro 2 hodiny provozu. Při bezvětří s maximálním sluncem v poledne jsou baterie nabité do zásoby do 14–15 hodiny. Na večerní špičku trvající 4–6 hodin to jednoduše nestačí. Analýza ukazuje, že 4hodinové systémy BESS mají při současném vývoji trhu výrazně lepší ekonomiku – dokáží se nabít v době záporných cen v poledne a vybíjet po celou délku večerní špičky, zatímco 2hodinové systémy dokáží pokrýt jen část tohoto okna.

• Co baterie přesto dokázaly: Provozovatelé baterií, kteří správně predikovali cenový profil dne, realizovali v ten den nejvyšší jednodenní výnosy roku 2026. Benchmark Modo Energy pro 2hodinový BESS zachytil v takovém dni nejvyšší jednodenní výnos roku: systém byl placen za absorpci záporně oceněné energie v poledne a znovu za dodávku do sítě ve večerní špičce.

Lekce pro český byznys

Pro firmy s nezajištěnou spotřebou to byl drahý večer. Pro ty, kteří četli trh správně, zlatý. Červen 2026 znovu otevřel debaty, které mnozí považovali za uzavřené:

• Fixace cen zažívá renesanci. I při vyšší prémii oproti spotovým průměrům ji řada CFO vnímá jako levnou pojistku. Volatilita v rozsahu 0 → 692 EUR/MWh v jednom dni mění risk management fundamentálně.

• Bateriová úložiště ukázala svůj byznys model v plné kráse. Cenová arbitráž v rozsahu stovek eur za MWh je argument, který překonává jakýkoliv konzervativní plán. Klíč je délka trvání – 4hodinové systémy s kapacitou nabíjet se při záporných cenách a vybíjet po celou dobu večerní špičky dosahují výrazně vyšší vnitřní výnosové míry než systémy 2hodinové, a právě na tuto délku míří vlna nových investic.

• Agregátoři flexibility s přístupem k říditelnému výkonu se stali v těchto hodinách klíčovými hráči na vyrovnávacím trhu a trhu s odchylkami. Kdo uměl během dne sestavit portfolio zdrojů flexibility – baterie, kogenerace, přesun průmyslové spotřeby – vydělal.

• Příklad z Kalifornie jako vize i varování: V Kalifornii baterie rutinně pokrývají téměř pětinu spotřeby ve večerní špičce. Za čtyři roky se podíl fosilních zdrojů ve večerní špičce snížil z 44 % na 34 %, zatímco příspěvek baterií vzrostl z 3 % na 22 %. Evropa je přibližně tam, kde Kalifornie byla v roce 2021.

Červnový cenový šok ukázal, že příští Hitzeflaute nepočká, a je tím nejlepším argumentem pro rychlé zavádění prvků flexibility, které v Česku získá zcela nový, digitální rozměr již 1. srpna se spuštěním nových plných funkcí Elektroenergetického datového centra (EDC).

EDC 2026: Z pasivního registru na aktivní datový uzel

Před dvěma lety, v srpnu 2024, bylo spuštění EDC historickým, avšak pouze prvním krokem — provizorní platforma, první registrace aktivních zákazníků, opatrné testování terénu.

1. srpen 2026 přichází fáze 2 Elektroenergetického datového centra. A přináší moment, kdy se český datový ekosystém energetiky přesouvá z pasivního registru do role aktivního řídicího centra decentrální sítě. Pro každého manažera, investora nebo obchodníka s energií je to signál, který nelze ignorovat. Srpnový upgrade přináší tři klíčové změny.

Agregace technické flexibility: Malé zdroje, velká moc

Baterie v průmyslových halách, kogenerační jednotky v nemocnicích nebo tepelná čerpadla v kancelářských komplexech sice do agregace vstupovat mohly — ale pouze přes svého vlastního dodavatele elektřiny. Model nezávislého agregátora, který flexibilitu řídí bez vazby na dodavatelskou smlouvu, dosud v českém právu chyběl.

Nezávislý agregátor je subjekt, který uzavírá smlouvu na využití flexibility s poskytovateli flexibility, aniž by přebíral odpovědnost za jejich odchylku. Není tedy odpovědný za odchylku svých poskytovatelů flexibility vyvolanou aktivací flexibility.

Příklad: Firma ABC může mít dodavatele elektřiny ČEZ — a přesto uzavřít smlouvu s nezávislým agregátorem Nano Energies, který bude řídit flexibilitu její baterie nebo kogenerace pro ČEPS. ČEZ s tím nemusí souhlasit ani o tom vědět.

• Agregátor (obchodník nebo specializovaná firma) může přes EDC sestavit virtuální elektrárnu z desítek menších zdrojů s celkovým výkonem splňujícím limity pro podpůrné služby.

• Systém automaticky sbírá telemetrická data, ověřuje dostupný výkon a garantuje dodávku regulační energie ve sjednaném časovém okně.

• Příjmy z podpůrných služeb ČEPS — typicky v řádu stovek tisíc korun ročně na jeden větší objekt — se nyní reálně dostávají i k středně velkým průmyslovým provozovnám a v menší míře i k domácnostem.

Pro firemní energetické manažery platí jedno: kdo má řízenou spotřebu nebo vlastní zdroj a není ještě zapojen do agregace flexibility, odkládá přímé výnosy.

Služby pro velkou akumulaci

Velká bateriová úložiště jsou dnes nejsledovanější investiční třídou v české energetice — jenže jejich ekonomika závisí na přesném vyhodnocování odchylek a spolehlivém toku dat. Právě tady dosavadní EDC naráželo na limity. Srpnová fáze 2 přináší:

Dedikovaný datový model pro akumulaci: EDC nově rozlišuje stav nabití, disponibilní výkon a rychlost odezvy úložiště — informace, které ČEPS i OTE potřebují pro korektní zúčtování.

• Srpnová fáze EDC přináší specifický datový model, který konečně přestává na baterie nahlížet jako na běžnou výrobnu nebo odběr. Systém nově v reálném čase sleduje ve vysokém časovém rozlišení klíčové parametry jako stav nabití (SoC), dostupný výkon a rychlost reakce úložiště. ČEPS a OTE tak získávají přesná data nezbytná pro správné zúčtování služeb a efektivní řízení stability přenosové soustavy.

Zpřesnění vyhodnocování odchylek: Baterie mohou v jednu chvíli nabíjet i vybíjet — nová logika EDC to správně zachytí a eliminuje dosavadní penalizační paradoxy.

• Nová logika vyhodnocování odchylek odstraňuje technologickou křivdu, kdy starý systém nedokázal správně interpretovat rychlé střídání nabíjení a vybíjení baterií v krátkém čase. EDC nyní zvládá tyto protichůdné toky detailně rozklíčovat. Provozovatelé a agregátoři flexibility už tak nebudou nesmyslně penalizováni za to, že svými rychlými reakcemi pomáhají stabilizovat síť.

Auditovatelná datová stopa: Pro banky a projektové financování je klíčové, že výkonnostní data jsou nyní standardizovaná, archivovaná a ověřitelná. To přímo posiluje bankovatelnost projektů a snižuje rizikovou přirážku.

• Zavedení auditovatelné datové stopy poskytuje komerčním bankám standardizovaná a státem garantovaná data o reálném provozu a výkonu úložišť. Tento krok zásadně zvyšuje tzv. bankovatelnost velkých energetických projektů (jednodušší úvěrování). Pro investory to znamená snížení rizikové přirážky, snazší přístup k úvěrům a celkové zlevnění a urychlení výstavby nové energetické infrastruktury v ČR.

Velká akumulační úložiště bez těchto funkcí byla investičně rizikovější, než musela být. Od srpna to platí méně.

Síťový semafor: Konec nejistoty pro distribuci i OZE

Síťový semafor je pravděpodobně nejvizuálnější a nejpraktičtější novinkou celého balíčku. Jde o nástroj primárně určený distributorům — ČEZ Distribuce, EG.D a PRE — ale jeho dopady pocítí každý, kdo plánuje připojit solární elektrárnu, větrný park nebo komunitní zdroj.

Princip je přímočarý:

• EDC v reálném čase vyhodnocuje kapacitní situaci v jednotlivých uzlech distribuční sítě a přiřadí jim barevný status: zelená (kapacita dostupná, připojení standardní), oranžová (podmíněné připojení, nutná regulovatelnost) nebo červená (úzké hrdlo, připojení pozastaveno nebo omezeno).

• Investoři do OZE vidí přímo v systému, kde je síť připravená — bez měsíčních studií a nejistého čekání na vyjádření distributora.

• Distributoři mohou flexibilně řídit připojovací frontu a optimalizovat investice do posílení sítě tam, kde skutečně tlačí bota.

Výsledkem jsou kratší čekací doby, méně zamítnutých projektů, efektivnější plánování rozvoje sítě. Síťový semafor není jen IT funkce — je to ekonomický akcelerátor energetické transformace.

Nová pravidla hry pro manažery a investory

Letní měsíce 2025 a 2026 opakovaně ukázaly, co se děje s cenami elektřiny, když síť neumí vstřebat přebytky fotovoltaiky: záporné ceny na burze, systémové odchylky, penalizace obchodníků, večerní cenové peaky. Bez datové infrastruktury schopné řídit tisíce decentrálních zdrojů v reálném čase nejsou moderní energetické trhy řiditelné — jsou jen chaotické.

EDC fáze 2 je odpovědí na tuto výzvu.

Závěr: Infrastruktura rozhoduje o budoucnosti

Energetická transformace není jen o panelech na střechách a bateriích v garážích. Je o datové páteři, která dá všem těm zdrojům smysl a ekonomiku. EDC po 1. srpnu 2026 tuto páteř konečně má. Kdo s ní umí pracovat — jako agregátor, investor do akumulace nebo developer OZE — získává strukturální výhodu. Kdo ji ignoruje, bude dohánět náskok ostatních.

Subscribe now

Smazaná kapitola o marockém digitálním projektu

Po dvou hodinách hledání jsem ale rozepsaný text smazal. Ne proto, že by ta myšlenka byla špatná. Naopak. Je velmi zajímavá. Problém je, že jsem nenašel dostatek skutečných projektů. Existují strategie, vize, konference, prezentace a tiskové zprávy. Existuje spousta úvah o tom, co by mohlo vzniknout. Ale velmi málo toho, co skutečně vzniká. A to je samo o sobě zajímavé zjištění.

Maroko možná jednou bude významným energetickým a digitálním partnerem Evropy. Zatím jsem ale nenašel dost důkazů, že se to děje právě teď. Ale pojďme se na Maroko přece jen podívat.

Digitální projekty Maroka

Medusa – digitální páteř mezi Evropou a severní Afrikou:

Medusa je nový podmořský optický systém o délce přibližně 8 700 km propojující jižní Evropu, severní Afriku a Blízký východ. V prosinci 2025 byl kabel vyveden na marocké pobřeží v Nadoru. Na projektu spolupracují operátoři Orange Maroc a Inwi.

Oracle Cloud Region Casablanca

V roce 2026 Oracle otevřel veřejný cloudový region v Casablance. Jde o infrastrukturu Oracle Cloud Infrastructure (OCI) určenou pro cloudové služby, AI workloady a datové služby pro Maroko i širší region severní Afriky. Hosting partnerem je N+ONE Datacenters. Oracle v roce 2025 otevřel také nové vývojové centrum v Casablance s cílem zaměstnat přibližně 1 000 vývojářů a specialistů pracujících na Oracle Cloud Infrastructure a AI řešeních.

Dakhla: první skutečný pokus propojit energii, data a AI

Zatímco většina afrických zemí řeší především základní digitální infrastrukturu, Maroko začalo mluvit o něčem podstatně ambicióznějším. V roce 2025 ministryně digitální transformace oznámila plán vybudovat v Dakhle datové centrum o výkonu až 500 MW, napájené obnovitelnými zdroji. Současně vláda představila širší strategii rozvoje AI center, cloudové infrastruktury a datové suverenity.

Pro srovnání: 500 MW není běžné regionální datové centrum. To je velikost, která se již blíží velkým hyperscale kampusům budovaným dnes v USA nebo zemích Perského zálivu. Pokud by byl projekt skutečně realizován v deklarovaném rozsahu, šlo by o jednu z největších datových investic na africkém kontinentu.

Nador West Med: přístav, který možná není o lodích

Na první pohled vypadá Nador West Med jako klasický přístavní projekt. Ve skutečnosti jde o mnohem širší průmyslovou platformu. Přístav budovaný na středomořském pobřeží má být uveden do provozu v druhé polovině roku 2026. Součástí projektu není pouze přístav, ale také rozsáhlá průmyslová zóna o rozloze přibližně 800 hektarů s možností rozšíření až na 5 000 hektarů. Maroko zde zároveň rozvíjí plynovou strategii: „Gas Roadmap”. Počítá s LNG terminálem a výstavbou potrubí pro napojení projektu Tendrara na plynovod Maghreb-Evropa (MEG).

Analýza elektrického trhu v Maroku

Spotřeba elektřiny v Maroku dlouhodobě roste tempem ~3,5 % ročně a v roce 2024 dosáhla 37 TWh. Maroko je přitom trvale čistým dovozcem – importy ze Španělska v posledních letech oscilují kolem 2–3,5 TWh ročně, zatímco exporty zůstávají marginální (pod 1,5 TWh). Zajímavý je vývoj po roce 2022: importy navzdory rostoucí OZE kapacitě opět vzrostly, protože prolongované sucho dramaticky omezilo výrobu vodních elektráren a rostoucí poptávka OZE nestačila pokrýt. Výhled do roku 2030 počítá s výrazným nárůstem spotřeby na 55–60 TWh, přičemž závislost na dovozu by měla postupně klesat s nástupem nových větrných a solárních kapacit – čistým exportérem se však Maroko nestane dříve než po roce 2030.

Uhlí stále tvoří 60 % marocké výroby elektřiny (v roce 2024 pokles z 64 % v roce 2023). Obnovitelné zdroje dosáhly 24 % podílu na výrobě. Výroba z nových obnovitelných zdrojů (převážně vítr a solár, bez vodních elektráren) vzrostla meziročně o 25 % na rekordních 10,75 TWh, což odpovídá 24,6 % z celkových 43,7 TWh vyrobené elektřiny. Čisté dovozy pokrývají přibližně 8 % marocké spotřeby elektřiny.

Maroko usiluje o zvýšení podílu obnovitelných zdrojů na 52 % instalované kapacity do roku 2030 a oficiálně oznámilo záměr ukončit výrobu z uhlí do roku 2040. Cíl byl nedávno zvýšen na 56 %. ONEE cílí na 10,5 GW z OZE do roku 2030 – 4,7 GW ze solarů, 4,3 GW z větru a 1,5 GW z vodních elektráren.

Přenosová soustava

Stávající elektrická síť Maroka zahrnuje více než 30 000 km vedení velmi vysokého napětí. Síť pracuje na napěťových hladinách 60 kV, 225 kV a 400 kV.

ONEE vyčlenila 30 miliard MAD na modernizaci přenosové sítě do roku 2030. Klíčovým projektem je 1 400 km HVDC propojení sever–jih o kapacitě 3 GW, které přivede elektřinu z Dakhlá na jihu do hustěji obydleného severu (konečná stanice Mediouna u Casablanky). Trasa povede přes Laâyoune, Tan-Tan, Agadir a Marrákeš. Souběžně ONEE zahájila výběrové řízení na výstavbu ~1 000 km ultra-vysokonapěťového vedení mezi Boujdourem a Tensiftem s kapacitou 2 000 MW a plánovaným zprovozněním v prosinci 2028. ONEE získala €300 milionů od Evropské investiční banky (€170 mil.) a německé KfW (€130 mil.) na rozšíření přenosové sítě o 730 km a integraci obnovitelných zdrojů.

Propojení s Evropou

Maroko je jediná africká země přímo propojená s Evropou – dvě 700 MW vysokonapěťová vedení propojující marockou síť se Španělskem fungují od roku 1997. Připravuje se třetí propojení se Španělskem. Maroko zvažuje také propojení s Portugalskem a studuje propojení s Mauritánií. Marocko-španělské propojení hrálo klíčovou roli při obnově sítě po výpadku ve Španělsku a Portugalsku v dubnu 2025 – linka byla znovu energizována ve 13:04.

Mluvilo se také o projektu Xlinks Morocco–UK HVDC, který by propojil Maroko přímo s britskou sítí, ale ten je nyní pozastaven a řeší se Silo Atlantik pro propojení s Německem.

Provozovatel přenosové soustavy (TSO)

Funkci TSO plní v současnosti ONEE (Office National de l’Électricité et de l’Eau Potable – Národní úřad pro elektřinu a pitnou vodu). ONEE drží monopol na přenos elektřiny a je zároveň významným hráčem ve výrobě i distribuci. Historicky ONEE zajišťuje provoz přenosové soustavy jako systémový operátor – zodpovídá za přístup k síti pro nezávislé výrobce a za reálnou rovnováhu mezi výrobou a spotřebou.

Zákon již počítá s vytvořením nezávislého provozovatele přenosové soustavy (TSO), odděleného od ONEE. Tato unbundlingová reforma ale zatím nebyla plně implementována. ONEE je také členem Med-TSO (asociace středomořských TSO), která koordinuje přeshraniční spolupráci a regionální integraci v rámci projektu TEASIMED 2.

Provozovatelé distribuční soustavy (DSO)

Distribuce elektřiny v Maroku prochází zásadní restrukturalizací. Distribuce je tradičně zajišťována třemi typy subjektů:

• ONEE – distribuce v menších městech a venkovských oblastech

• Regionální koncesionáři – soukromé společnosti (historicky Lydec v Casablance, Amendis v Tangeru a Tetuánu, Redal v Rabatu)

• Obecní distribuční společnosti – v některých městech

Zákon již také zavádí nové entity – Regionální multiservisní společnosti (SRM, Sociétés Régionales Multiservices), které nahrazují dosavadní obecní utility, soukromé koncesionáře i ONEE jako distributor. SRM se stávají jedinými regionálními provozovateli distribuční sítě, jejich mandátem je zajistit rovnoměrné pokrytí na celém území, zejména ve venkovských oblastech.

V roce 2025 prostřednictvím Rozhodnutí č. 02/25 ANRE poprvé stanovila tarif za přístup k distribuční síti na hladině vysokého a středního napětí – klíčový krok v postupné liberalizaci trhu, vytvářející transparentní, stabilní a nediskriminační tarifní pravidla.

Tržní struktura a liberalizace trhu

Marocký elektroenergetický systém je postaven na hybridní organizaci – kombinuje silně regulovaný trh s postupným otevíráním hospodářské soutěže. Výroba elektřiny vychází z kombinace veřejných elektráren provozovaných ONEE, nezávislých výrobců (IPP) a velkých obnovitelných projektů MASEN nebo soukromých operátorů. IPP představují přibližně 80 % celkové výroby elektřiny a musí svou produkci prodávat ONEE.

Průměrná cena elektřiny v Maroku vzrostla na cca 100 EUR/MWh (průměr velkoobchodu i koncových zákazníků). To se pohybuje blízko evropské velkoobchodní ceny (~85 EUR/MWh), ale výrazně pod průměrnou cenou pro evropské domácnosti (~287 EUR/MWh) i průmysl (~190 EUR/MWh). To ale neznamená, že je elektřina v Maroku levná — právě naopak. Při průměrném HDP na obyvatele ~3 800 USD je 111 USD/MWh pro marocké domácnosti a firmy proporčně velmi zatěžující. Marocká cena je regulovaná a křížově dotovaná — ONEE dlouhodobě prodělává na distribuci domácnostem a dotuje ji z průmyslových tarifů a státních transferů. Skutečné náklady na výrobu a dodávku jsou vyšší, než co koncový zákazník zaplatí. Reforma tarifního rámce ANRE 2027 si mimo jiné klade za cíl tyto distorze postupně odstranit, což reálně znamená, že ceny pro domácnosti porostou.

Aktuálně probíhá postupná liberalizace trhu.

• Zákon 13-09 (2010): Otevřel obnovitelnou energetiku soukromým investorům, umožnil přímé dodávky velkoodběratelům přes přenosovou soustavu

• Zákon 48-15 (2016): Zřídil nezávislého regulátora ANRE

• Zákon 40-19 (2023): Rozšířil práva IPP na prodej elektřiny i do distribuční sítě (MV), umožnil průmyslovým podnikům vlastní výrobu pro provozní potřeby

Připojení IPP k sítím středního, vysokého a velmi vysokého napětí mohou prodávat elektřinu z OZE provozovateli distribuční sítě (max. 40 % celkové energie dodávané zákazníkům v jejich oblasti). Podmínky stanovuje ANRE.

ANRE stanovila tarify za přístup k přenosové soustavě na období 1. března 2024 až 28. února 2027. Jde o první jasný, nezávislý a transparentní tarifní rámec dle zákona 48-15.

Regulátor ANRE připravuje komplexní přezkum systému cen elektřiny s účinností od 1. března 2027. Cílem je zavést jasné a předvídatelné tarify odrážející skutečné náklady na infrastrukturu, opravit stávající distorze a dlouhodobě zajistit udržitelnost veřejných elektroenergetických služeb. Reforma výslovně integruje pobídky pro flexibilitu využití, akumulaci energie a aktivní účast uživatelů sítě.

Rovnováha soustavy

Balancing trh v Maroku je nejméně rozvinutou oblastí – je zatím výrazně odlišný od liberalizovaných evropských trhů. ONEE jako systémový operátor zajišťuje rovnováhu soustavy centralizovaně, bez fungujícího obnoveného trhu s vyrovnávacími službami.

• ONEE provozuje přečerpávací elektrárnu Afourar o výkonu 464 MW, využívanou pro bilancování od roku 2004. Zároveň probíhá výstavba nové přečerpávací elektrárny Abdelmoumen (350 MW) v regionu Agadir.

• Tepelné záložní kapacity (uhlí, plyn)

• Přeshraniční výměna se Španělskem pro rychlé bilancování

Provozovatel přenosové soustavy může také dočasně omezit nebo přerušit injektáž elektřiny z OZE – tato regulace probíhá v rámci limitů stanovených regulací a přesah těchto limitů zakládá nárok na finanční kompenzaci.

Rostoucí podíl proměnlivých OZE (vítr 21 %, solár 4 %) vytváří naléhavou potřebu rozvoje formalizovaných vyrovnávacích mechanismů. ANRE v rámci chystané tarifní reformy 2027 zkoumá možnosti cenových pobídek pro flexibilitu a akumulaci energie. Klíčové budoucí pilíře bilancování:

• Rozšíření přečerpávacích elektráren (Abdelmoumen 350 MW)

• HVDC dálkový přenos sever–jih umožní využít potenciál jihu (zejména vítr) k bilancování severu

• Propojení se Španělskem (třetí linka) rozšíří přeshraniční bilancovací kapacity

• Chystaná reforma tarifního rámce 2027 by měla zavést strukturu pro aktivní účast flexibilních zdrojů

Maroko je nejpokročilejší africkou zemí v oblasti energetické transformace, ale přechod od centralizovaného regulovaného modelu k plně liberalizovanému trhu s funkcemi podobnými evropskému je stále teprve na začátku.

• Švédsko je příkladem země s masivním ročním přebytkem elektřiny, která si zároveň každou zimu prožívá lokální krizi dodávky, extrémní cenové výkyvy a boj o stabilitu sítě.

• Řeší problém přenosu velkých objemů elektřiny na dlouhé vzdálenosti, což je prostě problém.

• Běží tam fascinující průmyslové projekty na zpracování železné rudy vodíkem o obrovské budoucí spotřebě (HYBRIT, Stegra).

• A prožili realitou vynucený politický obrat od starého jádra k novému jádru i s velmi aktuální českou stopou.

Zajímalo by mě, zda budete stejně překvapení jako já. Napište!

Výrobní mix a zónové uspořádání

Švédsko je dlouhodobě čistým exportérem elektřiny s výraznou strukturální nadprodukcí. V roce 2025 dosáhla celková výroba 168,1 TWh (jiný zdroj, počítající jinou metodikou, uvádí 160,4 TWh) při spotřebě 134,7 TWh a nettoexportu 33,4 TWh. Import zůstal na rekordně nízké úrovni 5,2 TWh. Vodní elektrárny dodaly 68,8 TWh (+7 % díky vysoké hydrologické bilanci, blízko desetiletému průměru), jádro kleslo na 44,6–45 TWh (pokles o 4–5 % kvůli dlouhé odstávce Oskarshamn 3) a vítr přispěl zhruba 20 TWh. Pro srovnání: celková výroba v roce 2024 činila 162 TWh

Profil jednotlivých zón

Švedsko se skládá ze samostatných 4 bidding zón:

• SE1 (Luleå, nejsevernější): Zóně nekompromisně dominuje stabilní vodní energie z řeky Luleälven s ročním potenciálem 14–15 TWh, kterou v posledních letech doplňuje rychle rostoucí vítr (meziroční nárůst produkce o více než 30 %). Výsledkem je permanentní strukturální přebytek a minimální lokální spotřeba, která je omezena v podstatě jen na těžební a ocelářský průmysl. Ceny jsou zde nejnižší v zemi. V roce 2025 se průměr pro severní regiony (SE1+SE2) pohyboval kolem pouhých 18 öre/kWh, přičemž SE1 zažilo 519 hodin záporných cen.

• SE2 (Sundsvall/Skellefteå, severo-střední): Tradiční vodní elektrárny s instalovaným výkonem 8,1 GW zde začíná agresivně dotahovat větrný boom, který už dosáhl kapacity 7,2 GW. Přestože hydro si díky vyšší stabilitě drží produkční primát, vítr zažil v posledním období skokový nárůst výroby o 23 % (cca 21 TWh v roce 2024). Stejně jako severnější soused je i SE2 masivně exportní oblastí s chronicky nízkými cenami. V roce 2025 si zóna připsala švédský rekord v anomáliích: celkem 679 hodin záporné ceny, což bylo nejvíc v celé oblasti Nord Pool.

• SE3 (Stockholm a okolí, energetické srdce země): Produkčně nejpestřejší a objemově největší zóna. Stojí zde zbývající švédské jaderné pilíře (Forsmark, Oskarshamn), které doplňuje mix vody, větru a teplárenství. Ani tato masivní domácí flotila ale nestačí pokrýt obří koncentraci obyvatelstva a průmyslu, takže SE3 funguje jako čistý importér elektřiny ze severu. V roce 2025 zde průměrná cena vzrostla o čtvrtinu na 51,1 öre/kWh (cca 45 EUR/MWh) – zóna tak tvoří jakýsi cenový nárazník mezi levným severem a drahým jihem.

• SE4 (Malmö, nejjižnější): Region s nejmenší lokální výrobou a fatální závislostí na počasí – tamní vítr je sice hlavním zdrojem, ale jeho produkce v roce 2025 kvůli nepříznivým povětrnostním podmínkám klesla o 9 %. Kvůli silným HVDC kabelům na kontinent (Německo, Polsko, Litva) jsou zdejší ceny plně v kleštích kontinentální Evropy. Výsledkem jsou nejvyšší a nejvolatilnější ceny ve Švédsku s průměrem 66,9 öre/kWh za rok 2025. Zóna zažívá extrémní cenové špičky: během mrazů 20. ledna 2025 cena v hodinové uzávěrce vyskočila na 4,90 kr/kWh (cca 430 EUR/MWh). Po spuštění nového patnáctiminutového zúčtování (30. září 2025) pak trh v novém režimu vygeneroval 14. října historický patnáctiminutový extrém 5,72 kr/kWh (cca 502 EUR/MWh).

Cenová divergence mezi severem a jihem je dnes hlavním strukturálním rysem trhu: zatímco v roce 2024 byla cena identická ve všech čtyřech zónách 47 % času, v roce 2025 to bylo jen 2 % času.

Snitt 2 – kritický profil sítě

Snitt 2 je interní přenosový profil mezi SE2 a SE3 – fakticky hranice mezi „výrobním severem” a „spotřebním jihem”. Celý problém trasy Ånge–Ludvika (což je klíčová severojižní spojnice dlouhá zhruba 300 kilometrů se současnou maximální přenosovou kapacitou 7 300 MW) je v tom, že střídavý proud se na dlouhých a vysokokapacitních trasách chová jako tvrdohlavé zvíře.

Kvůli fyzikálním vlastnostem vedení vzniká na drátech jalový výkon, který tam doslova překáží. Způsobuje poklesy napětí a ucpává kapacitu drátů pro ten reálný, činný výkon, který chceme dostat do fabrik v zóně SE3.

Svenska kraftnät v rámci programu NordSyd (největší investiční balíček v historii podniku) plánuje cca 2 000 km vedení a 35 stanic.

V první fázi místo stavby nových linek, která trvá dekádu, proto operátor Svenska kraftnät (SvK) na kritické trase Ånge–Ludvika instaluje hardwarové kompenzační prvky:

• Sériová kompenzace („Zkracování drátů“): Dlouhé vedení se chová jako úzké, hrbolaté potrubí, které klade proudu magnetický odpor. SvK do trasy zapojuje obří baterie kondenzátorů. Tyto stanice odpor drátů vymažou, takže procházející elektřině trasa z pohledu fyziky připadá o polovinu kratší. Síť je stabilnější a protlačí se jí mnohem víc megawattů.

• Shuntová kompenzace („Stabilizátor tlaku“): Funguje jako napěťový tlumič připojený paralelně k síti. Když větrné elektrárny na severu divoce roztočí své turbíny a začnou do sítě prát obří výkon, napětí nebezpečně vystřelí nahoru. Shuntová stanice zafunguje jako houba, přebytečné napětí nasaje a srovná ho, aby síť nezkolabovala.

Tato kombinace investic za více než 4 miliardy SEK (350 milionů EUR) virtuálně promění staré dráty v inteligentní dálnici a zvýší kapacitu úzkého hrdla Snitt 2 o 800 MW na 8 100 MW, aniž by se musel postavit jediný nový stožár.

V další fázi pak Svenska plánuje do roku 2040 dosáhnout přes 10 000 MW. Zvyšovat kapacitu stávajících vedení do nekonečna nelze, fyzikální stropy mají své limity. Svenska kraftnät proto v rámci programu NordSyd musí postavit zcela nové, paralelní linie velmi vysokého napětí (400 kV).

SvK explicitně popisuje omezení Snitt 2 jako problém s “velkým negativním dopadem na trh i na bezpečnost dodávek v jižním Švédsku”. Limitující faktory jsou kombinací rostoucí větrné výroby na severu, ubývající jaderné kapacity na jihu (odstavení Ringhals 1 a 2) a rostoucí spotřeby na jihu. Důsledkem jsou systematické přetoky (curtailment) vodní a větrné energie na severu – v první polovině roku 2025 bylo 10 % hodin v SE1 a SE2 se zápornou cenou a více než 70 % času byla cena pod 10 öre/kWh, zatímco jih platil enormní prémie za stejnou elektřinu, kterou by sever rád prodal, ale nemohl přepravit.

Průmyslová transformace Švédska

Severní Švédsko prochází unikátní industriální vlnou, jejíž energetická náročnost zásadně mění výchozí předpoklad “sever = trvalý exportér”. No, posuďte sami.

HYBRIT (konsorcium SSAB, LKAB, Vattenfall) – Průkopník vodíkové cesty

Projekt HYBRIT je vlajkovou lodí tradičního švédského průmyslu. Vertikálně integruje celý řetězec: od těžby nejčistší železné rudy v Evropě (státní LKAB) přes výrobu čisté elektřiny (státní Vattenfall) až po finální ocelářskou produkci (ocelářský obr SSAB).

Cílem je nahradit koks a uhlí ve vysokých pecích čistým vodíkem. Místo oxidu uhličitého je odpadním produktem procesu přímé redukce železa pouze čistá vodní pára, čímž vzniká tzv. železná houba (sponge iron).

• Aktuální stav: Projekt dosáhl zásadního průlomu. Soud v Umeå udělil klíčové environmentální povolení pro stavbu demonstračního závodu v Gällivare (Malmberget). Závod na přímou redukci (H-DRI) má produkovat 1 až 1,5 milionu tun zelené železné houby ročně.

• Energetické měřítko: Po spuštění tohoto demonstračního závodu se poptávka okamžitě vyšplhá na 5 TWh elektřiny ročně. V dlouhodobém horizontu, pokud na tuto technologii kompletně přejde celý švédský ocelářský sektor, spolkne samotné toto odvětví po roce 2045 astronomických 55 TWh ročně.

Nová ocelárna Stegra, dříve H2 Green Steel (Boden)

Na rozdíl od konsorcia HYBRIT staví společnost Stegra zcela novou, plně integrovanou ocelárnu na zelené louce v Bodenu. Jde o dravý projekt financovaný soukromým kapitálem, který nečeká na přestavbu starých pecí, ale buduje kompletní vertikální linku – od obřího elektrolyzéru až po finální válcovnu oceli.

• Aktuální stav: Výstavba v Bodenu je již z více než 60 % fyzicky hotová. Věž pro přímou redukci (DRI) překonala výšku 100 metrů a v areálu byl úspěšně nainstalován finální modul obřího elektrolyzéru. V dubnu a červnu navíc Stegra dokázala v náročném makroekonomickém prostředí zajistit dodatečné masivní financování ve výši 1,4 miliardy EUR pod vedením konsorcia Wallenberg Investments, což plně pokrývá dokončení a komerční spuštění závodu na přelomu let.

• Energetické měřítko: Srdcem projektu je plánovaný elektrolyzér o výkonu 800 MW (největší v Evropě). Při plném náběhu kolem roku 2030, kdy má produkovat 2,5 milionu tun zelené oceli ročně, spotřebuje závod 12 TWh ročně – což představuje zhruba 10 % celkové dnešní spotřeby celého Švédska.

Dopady do energetiky

Abychom viděli, jak brutální nárůst Švédsko čeká, musíme se podívat na výchozí bod: Jak bylo uvedeno v úvodu, celková roční spotřeba celého Švédska v roce 2025 činila 134,7 TWh. Spotřeba země přitom předchozí tři dekády v podstatě stagnovala kolem této hodnoty.

Nové simulace státního operátora Svenska kraftnät (scénáře masivní elektrifikace průmyslu z LMA 2024) však ukazují, že tato éra stability končí. Trajektorie budoucí celonárodní spotřeby podle nich poletí strmě nahoru:

• Roční spotřeba v roce 2035: 176 až 210 TWh (v závislosti na rychlosti náběhu vodíkových projektů).

• Roční spotřeba v roce 2045: až 320 TWh (tedy bezmála 2,5násobek dnešního stavu).

Pokud se podíváme čistě na ten kritický sever, kde se koncentruje nová ocelářská a vodíková revoluce, nejnovější analýzy upřesňují nárůst poptávky takto:

Toto riziko je reálné a explicitně artikulované samotným SvK i Vattenfallem. Dnešní přebytek SE1+SE2 nad lokální spotřebou je odhadován na cca 20 TWh, zatímco ohlášená průmyslová poptávka by chtěla 60–70 TWh navíc. Matematicky to znamená, že bez masivní nové výstavby (vítr na pevnině, případně budoucí SMR) sever nejenže nebude mít co exportovat na jih, ale bude muset čerpat dodatečnou kapacitu Snitt 2 obráceným směrem nebo zpomalit vlastní průmyslový náběh. Vattenfall i SvK proto preferují koordinaci výstavby větru s časovým rozvrhem náběhu těchto závodů – časový odstup mezi SSAB (start 2028) a H2 Green Steel (2026) je v odborných komentářích vnímán jako příležitost, nikoli problém, protože dává prostor pro paralelní výstavbu přenosové a výrobní infrastruktury.

Lekce z Ringhalsu – Od politického omylu k jaderné renesanci

Příběh jaderné energetiky v jižním Švédsku (zóna SE3) je fascinující ukázkou toho, co se stane, když politické ambice odtržené od reality narazí na neúprosnou fyziku. To, co začalo v minulém desetiletí jako jaderná čistka, dnes v roce 2026 končí horečným technologickým restartem za stovky miliard švédských korun.

Anatomie omylu: Jak politická daň vypnula stabilní jih

Když byly v prosinci 2019 a prosinci 2020 definitivně odstaveny reaktory Ringhals 2 (807 MW) a Ringhals 1 (680 MW), nebylo to kvůli jejich technickému stavu či opotřebení. Oba bloky mohly bezpečně dodávat energii až do poloviny 30. let. Za jejich koncem stál tehdejší politický tlak vládní koalice Sociálních demokratů a Zelených, která na jádro uvalila speciální „trestnou“ daň z instalovaného výkonu (effektskatt).

Tato daň v kombinaci s tehdejšími nízkými tržními cenami stlačila provoz bloků do umělé finanční ztráty. Polostátní koncern Vattenfall pod tímto tlakem v roce 2015 podlehl a rozhodl o předčasném odstavení. Ironií osudu byla daň pod tlakem průmyslu v roce 2018 zrušena a ceny elektřiny začaly raketově růst, ale proces likvidace byl již nezvratný. Z jihozápadního Švédska tak naráz zmizelo 1,5 GW výkonu.

Fyzici a inženýři státního operátora Svenska kraftnät (SvK) tehdy před následky varovali. Politici ale tehdy nechápali, že jaderná elektrárna nedodává do sítě jen samotné megawatty silové elektřiny, ale především systémové služby, které drží celou přenosovou soustavu pohromadě.

Fyzikální vakuum: Když síť ztratí svou mechanickou kotvu

S odchodem Ringhalsu 1 a 2 přišlo jižní Švédsko o masivní synchronní kapacitu – obří, tunové ocelové generátory točící se synchronně s frekvencí sítě (50 Hz). Síť tím okamžitě ztratila tři klíčové pilíře stability:

• Ztráta přirozené inerce (setrvačnosti): Rotující turbíny jaderných bloků fungovaly jako gigantické setrvačníky. Pokud v síti vypadlo jakékoliv vedení, tyto stovky tun roztočené oceli svou mechanickou setrvačností podržely frekvenci sítě a daly systémovým ochranám čas zareagovat. Po jejich vypnutí setrvačnost jihu kriticky spadla. Nový vítr ani podmořské kabely (HVDC) žádnou mechanickou inerci nedodávají, protože jsou připojeny přes digitální střídače.

• Kolísání napětí (jalový výkon): Generátory v Ringhalsu fungovaly jako lokální pumpy na jalový výkon v místě nejvyšší spotřeby země. Bez nich a při dálkovém přenosu ze severu přes profil Snitt 2 začalo napětí na jihu nebezpečně kolísat.

• Měkká síť: Výrazně klesl tzv. zkratový výkon, což komplikuje fungování jističů a ochran. Síť na jihu se stala náchylnou k hlubokým napěťovým propadům i při banálních poruchách.

Praktický důsledek? Jižní Švédsko se ocitlo na kapačkách, kriticky závislé na stabilitě dovážené ze severu. Operátor SvK musel situaci nouzově lepit miliardovými investicemi do drahých statických kompenzátorů (SVC/STATCOM) a zavedením zcela nového produktu: extrémně rychlé nouzové rezervy FFR (Fast Frequency Reserve), která mechanický efekt setrvačníků složitě simuluje pomocí digitálně řízených baterií.

Velké prozření a britsko-česká cesta s Rolls-Royce

Vládní garnitura a Vattenfall nakonec musely uznat, že digitální náplasti na otevřené ráně fyziky sítě nestačí. Jih Švédska se bez návratu masivních točivých strojů neobejde. To vyvolalo kompletní legislativní otočku: od 1. ledna 2024 byl zrušen historický limit na počet reaktorů a v srpnu 2025 stát schválil finanční záruky a rozdílové smlouvy (CfD) v hodnotě 220 miliard SEK pro novou jadernou výstavbu.

Vše vyvrcholilo v tomto týdnu (15. června 2026). Společnost Videberg Kraft (společný podnik státu, Vattenfallu a průmyslového sdružení Industrikraft) oficiálně oznámila finální volbu dodavatele pro novou éru Ringhalsu: strategickým partnerem Švédska se stává britský Rolls-Royce SMR.

Švédsko tak dalo košem americkému konceptu BWRX-300 (GE Vernova) a vydalo se po ambiciózní britsko-české trajektorii. Volba reaktoru o výkonu 470 MW na jednu jednotku dává dokonalý inženýrský smysl:

1. Ekonomika evropské série: Technologie Rolls-Royce SMR je v současnosti nasazována ve Velké Británii a v České republice (Skupina ČEZ). Švédsko tím naskakuje do vznikajícího jednotného evropského dodavatelského řetězce, což díky tovární modularitě dramaticky snižuje rizika zpoždění a sráží cenu dolů.

2. Technologická kontinuita: Koncept Rolls-Royce sází na klasické tlakovodní reaktory (PWR). Vzhledem k tomu, že zbývající provozované velké bloky Ringhals 3 a 4 jsou stejného typu, místní personál, inženýrské zázemí i regulátoři mají s touto technologií desítky let zkušeností.

3. Hybridní budoucnost lokality: Aktuální plán počítá s výstavbou tří jednotek Rolls-Royce SMR o celkovém výkonu cca 1 410 MW na nové lokalitě poloostrova Väröhalvön. Vattenfall k tomu navíc paralelně prověřuje možnost postavit jeden velký konvenční blok (cca 1 000 MW) přímo na původním brownfieldu po odstavených blocích 1 a 2.

Finální investiční rozhodnutí (FID) sice kvůli náročným schvalovacím procesům padne nejdříve v roce 2029, ale cíl energetické ministryně Ebby Busch je jasný: uvést první moduly do provozu na začátku 30. let a vrátit na jih Švédska mechanickou stabilitu, o kterou země kvůli politickému rozhodnutí před lety přišla.

Závěr

Příběh švédské energetiky ukazuje, že transformace směrem k bezemisní ekonomice není jen otázkou pouhého sčítání a odčítání vyrobených terawatthodin. Je to brutální inženýrská a logistická bitva celého průmyslu s fyzikou, geografií a časem. Švédsko sice má obrovský dar v podobě zelené energie na severu, ale naráží na limity přenosů na jih a na raketově rostoucí lokální apetit ocelářského a vodíkového průmyslu. Horečná jaderná renesance v Ringhalsu je pak přímou, vynucenou reakcí na fakt, že moderní přenosová soustava se bez masivních točivých strojů na jihu jednoduše neobejde.

Původně jsem chtěl v této analýze rozebrat ještě další zásadní témata, která právě teď radikálně mění severskou energetickou mapu, ale byli bychom zbytečně dlouzí. Tak si je nechám do některého příštího článku o Skandinávii.

• Tržní realita a nový Flow-based model: Jak spuštění revolučního algoritmu FBMC na konci roku 2024 totálně překopalo cenové vzorce v zónách SE2, SE3 a SE4, co jsou to paradoxní toky elektřiny opačným směrem, než velí logika cen, a proč HVDC kabely v zóně SE4 fungují jako permanentní cenový „vysavač“ severské energie směrem na kontinent.

• Trh s flexibilitou a podpůrnými službami (Balancing Market): Podrobnosti o divokých reformách z jara 2025, kdy přechod na 15minutové zúčtování a automatizovaný trh mFRR EAM vystřelil odchylkové ceny do šokujících extrémů mezi -10 000 a +3 599 EUR/MWh, což přimělo regulátora k vyšetřování a vyvolalo ostrou debatu o tzv. pasivním vyrovnávání odchylek (passive balancing).

• Akumulace, BESS a distribuovaná flexibilita: Jak švédský trh s velkokapacitními bateriemi zažil neuvěřitelný dvacetinásobný skok (až k 800 MW v provozu), proč se byznys model provozovatelů pod tlakem operátora SvK dramaticky přesouvá od čistého poskytování služeb FCR-D k sofistikovanému multi-stackingu a jak distribuční DSO společnosti začínají využívat lokální flexibilitu jako levnější alternativu k tahání nových drátů.

Švédsko zkrátka nabízí fascinující pohled na to, jak specifická geografie a podmínky formují energetickou transformaci.

1. Redispečink - účet za energetickou transformaci – Obnovitelné zdroje stavíme v plném tempu, ale jejich geografie nesedí s infrastrukturou. Když německý vítr ucpává dálkové dráty, neplánované přetoky pálí vedení v Česku i Polsku a TSO musí manuálně přeorganizovat výrobu.

2. Algoritmus RAO (Remedial Actions Optimization) – Zapomeňte na dispečery s telefony. Bezpečnost sítě dnes hlídá mezinárodní superpočítač. Nad digitálním dvojčetem Evropy (CGM) neustále běží simulace, které při hrozbě přetížení okamžitě počítají optimální mezinárodní plán.

3. Redispečinkové akce – Algoritmus postupuje podle přísné ekonomické pyramidy. Nejdřív zkouší situaci vyřešit „zadarmo“ změnou topologie sítě nebo využitím PST transformátorů na hranicích. Nákladný vnitrostátní a mezinárodní redispečink je až ta poslední možnost.

4. Německá reforma Redispatch 2.0 – Digitální revoluce, která srazila limit povinné účasti ze 100 MW na 100 kW. Přenosová soustava sice propojila datové toky s regionální distribucí, ale sloučením doposud oddělených nákladů TSO a DSO vyplul celkový účet na povrch v plné výši.

5. Miliardový účet Německa – Náklady na řízení síťových přetížení zůstávají extrémní a krize se přesouvá ze severu na lokální solární úroveň v distribuci. Vznikají ekologicky absurdní situace, kdy se čisté zdroje vypínají a fosilní startují – a účet nakonec zaplatí koncový zákazník.

Subscribe now

Impuls 1: Redispečink - účet za energetickou transformaci

Redispečink si lze představit jako pojistný ventil přenosové soustavy. Když fyzické toky elektřiny hrozí přetížit konkrétní vedení – bez ohledu na to, jak vypadá obchodní plán na burze – zasáhnou provozovatelé přenosových soustav (TSO) a manuálně přeorganizují výrobu: jednu elektrárnu stáhnou dolů, jinou přidají. Výsledek? Stejné množství elektřiny v systému, ale bezpečné toky v síti. Cena? Někoho to musí zaplatit.

Problém není v principu samotném – redispečink funguje od dob, kdy existují propojené soustavy. Problém je v jeho dramaticky rostoucím objemu a ceně, které jsou přímým důsledkem masivního nástupu obnovitelných zdrojů do soustav, jejichž fyzická architektura pochází z doby uhelných elektráren.

Anatomie problému

Klíč k pochopení leží v geografii. Německo vybudovalo obrovské kapacity větrné energie na severu a severovýchodě – v Braniborsku, Šlesvicku-Holštýnsku, na moři. Průmyslové a spotřební centrum Německa leží na jihozápadě: Bavorsko, Bádensko-Württembersko. Výstavba chybějících severo-jižních dálkových vedení uvnitř Německa se zpožďuje o roky.

Proč severní vítr způsobuje problémy na jihu i ve střední Evropě

Fyzika přitom nezná hranice. Elektřina proudí cestou nejmenšího odporu a část proudů z německého severu si zkrátí cestu přes přenosové soustavy sousedů – Polska a České republiky. Tyto neplánované tranzitní přetoky (loop flows) jsou jedním z hlavních zdrojů kongesčních problémů v celé střední Evropě. Situace generuje dva typy redispečinku:

• Interní (vnitrostátní) redispečink – TSO řeší problém výhradně uvnitř svého systému. Přikáže elektrárně v přetíženém uzlu snížit výkon a jinde přidá náhradní zdroj.

• Mezinárodní (přeshraniční) redispečink – koordinovaný zásah dvou nebo více TSO. Technicky efektivnější, ale organizačně náročnější. Vyžaduje rychlou výměnu dat a bilaterální dohody. V rámci uskupení TSC (TSO Security Cooperation) a regionálního centra TSCNET spolupracuje ČEPS spolu s 12 dalšími evropskými provozovateli souběžně.

Impuls 2: Algoritmus RAO (Remedial Actions Optimization)

Když se v médiích objeví zpráva, že „mezinárodní redispečink stál evropské spotřebitele další miliardy,“ většina lidí si představí dispečery v řídicích centrech, jak horečně telefonují přes hranice a intuitivně zachraňují kolabující síť. Tato romantická představa z minulého století je ale v dnešní propojené Evropě mýtem. O tom, že je síť v nebezpečí a jak se situace vyřeší, dnes rozhoduje nekompromisní softwarová a matematická mašinérie.

Celý proces má tři jasné fáze:

1. detekci hrozby,

2. digitální výpočet optimalizace (RAO optimalizace) a

3. fyzickou exekuci.

Detekce hrozby: Kontingenční analýza, kritérium N-1 a časová osa řízení

Celý záchranný proces samozřejmě nezačíná ve chvíli, kdy dráty hoří. Začíná o hodiny dříve v softwarových simulacích a běží v neustálých, opakujících se cyklech v souladu s trhem.

Všechny evropské přenosové soustavy jsou ze zákona provozovány podle přísného bezpečnostního kritéria N-1. Tento mezinárodní standard říká: Soustava musí být v každém okamžiku v takovém stavu, aby nečekaný výpadek jakéhokoliv jednoho klíčového prvku (např. největší elektrárny nebo hlavního dálkového vedení) nezpůsobil dominový efekt a plošný blackout.

Aby bylo toto kritérium dodrženo, speciální software TSO provádí tzv. kontingenční analýzu (simulaci milionů scénářů „co kdyby“) ve třech klíčových časových rovinách:

• Fáze 1: Den předem (Day-Ahead / D-1): Jakmile se v 13:00 zavře vnitroevropský denní trh s elektřinou, dispečeři znají obchodní plány na zítřek. Software poprvé sestaví model sítě a spustí kontingenční analýzu pro každou hodinu následujícího dne. Pokud uvidí budoucí porušení kritéria N-1, proces RAO poprvé propočítává preventivní opatření.

• Fáze 2: Vnitrodenní upřesňování (Intraday / D): Během samotného dne dodávky se situace neustále mění – vítr na severu fouká jinak, než se čekalo, obchodníci mění pozice na vnitrodenním trhu. Kontingenční analýza proto běží znovu každou hodinu (případně v kratších cyklech) pro nadcházející hodiny. Neustále upřesňuje, zda síti stále hrozí nebezpečí.

• Fáze 3: Reálný čas (Real-Time): Systém monitoruje síť každých několik sekund. Pokud dojde k nečekanému výpadku nebo prudkému výkyvu počasí a kontingenční analýza zjistí okamžité porušení bezpečnosti N-1, spouští se krizové řízení okamžitě.

Jakmile kontingenční analýza v kterékoliv z těchto tří časových rovin rozsvítí červenou kontrolku – tedy zjistí, že očekávané toky z nákupů na burze by při výpadku jedné linky vedly ke kolapsu soustavy – je to okamžitý povel pro spuštění procesu RAO. Tento matematický optimalizátor vezme data z daného časového okna a začne okamžitě počítat, jak hrozbu eliminovat.

Proces RAO

Jakmile kontingenční analýza v kterémkoliv časovém okně identifikuje porušení bezpečnosti, data okamžitě přebírá proces RAO (Remedial Actions Optimization). V tento moment se řízení přesouvá z čistě národního dispečinku na mezinárodní úroveň.

V evropské elektroenergetice totiž kvůli propojenosti sítí nemůže každý stát zachraňovat situaci izolovaně na vlastní pěst – zásah v Polsku by mohl okamžitě přetížit dráty v Česku. Proto proces RAO probíhá pod taktovkou regionálních koordinačních center, tzv. RCC (Regional Coordination Centres).

Pro naši středoevropskou kapacitní kalkulační zónu (region CORE) je tento proces unikátní tím, že o něm nerozhoduje jedno jediné centrum, ale hned dvě partnerská RCC souběžně:

• TSCNET se sídlem v Mnichově,

• Coreso se sídlem v Bruselu.

Český provozovatel ČEPS je aktivním akcionářem v obou těchto centrech. Celý proces RAO běžel v TSCNETu i v Coresu nezávisle na sobě jinou implementací optimalizace nad stejným modelem sítě. Oba výstupy se pak porovnaly a byl zvolen ten s lepším výsledkem. Později se model TSCNET přestal používat.

Tento proces je v Evropě součástí denního a vnitrodenního tržního cyklu:

1. Sestavení společného modelu sítě (CGM): Obě RCC shromáždí individuální data od všech 16 provozovatelů přenosových soustav (TSO) v regionu Core. Spojením těchto dat vznikne jedno obří, detailní digitální dvojče celé středoevropské soustavy (Common Grid Model) pro danou hodinu.

2. Matematické zadání: Do tohoto matematického modelu se vloží detekovaný problém (např. „hrozící přetížení linky V450 na česko-německé hranici při výpadku paralelního vedení“).

3. Multikriteriální optimalizace: Algoritmus RAO spustí výpočet, který prochází tisíce možných kombinací nápravných zásahů po celé Evropě. Hledá takové řešení, které splňuje dvě základní podmínky: 1) Technická účinnost: Musí spolehlivě eliminovat riziko a vrátit celou síť do bezpečného stavu N-1. 2) Ekonomická efektivita: Celkové finanční náklady na tato opatření napříč všemi státy musí být co nejnižší.

Výstupem z této mezinárodní optimalizace je pak přesný seznam instrukcí, který se posílá zpět jednotlivým národním dispečinkům k realizaci. A právě z této optimalizace se rodí rozhodnutí, která opatření použijeme.

Impuls 3: Redispečinkové akce (od nejlevnějších)

Algoritmus RAO neposílá příkazy náhodně. Postupuje podle přísné ekonomické pyramidy od nejlevnějších opatření po ta nejdražší. Redispečinkové akce z této optimalizace vypadnou až jako úplně poslední možnost:

• 1. Nenákladová opatření (Non-costly Remedial Actions): Algoritmus se vždy jako první pokusí vyřešit problém „zadarmo“. Zkouší změnit topologii sítě – například rozepnout nebo sepnout konkrétní jističe v rozvodnách tak, aby se elektřina přelila do méně zatížených větví.

• 2. Využití PST transformátorů: Pokud pouhé přepínání nestačí, RAO sáhne po aktivním řízení toků. Spočítá optimální úhel fázového posuvu pro transformátory na hranicích – včetně českých PST v Hradci u Kadaně. Tyto stroje dokážou fyzicky „přivřít kohoutek“ na přetíženém profilu a poslat elektřinu jinudy, aniž by se musel měnit výkon jediné elektrárny.

• 3. Nákladová opatření (Costly Remedial Actions): Teprve ve chvíli, kdy jsou možnosti topologie i PST transformátorů vyčerpány, dává RAO zelenou finanční těžké váze: redispečinku a countertradingu. Algoritmus přesně ukáže prstem: „Vypněte 300 MW větrníků v severním Německu a zapněte 300 MW plynové elektrárny v Rakousku, protože to je v tuto chvíli ta nejlevnější možná cesta k záchraně sítě.“

Zavedení koordinovaného procesu RAO v rámci regionu CORE změnilo pravidla hry. Pro ČEPS to znamená, že kapacita našich PST transformátorů je dnes sdílena v rámci regionální optimalizace. To s sebou nese obrovský diplomatický a ekonomický boj: kdo dřív vyčerpá bezplatná opatření, ten nemusí platit ta drahá. Za technickými termíny a složitými algoritmy se skrývá každodenní tvrdý boj o to, kdo ponese náklady za chybějící dráty.

Impuls 4: Německá reforma Redispatch 2.0

Nástup obnovitelných zdrojů energie (OZE) v Německu kompletně změnil fyzikální toky v síti. Zatímco dříve elektřina proudila z několika desítek velkých systémových elektráren, dnes jsou v systému miliony malých, těžko předvídatelných zdrojů. Tato decentralizace vedla k nutnosti totální reformy řízení sítě.

Digitální revoluce, která zapojila distribuci

Klíčovým milníkem byl říjen 2021, kdy Německo spustilo Redispatch 2.0. Starý model počítal jen s elektrárnami nad 100 MW v přenosové soustavě (TSO). Ty však s odklonem od uhlí a jádra mizely a TSO neměl jak odlehčovat přetížené dálkové dráty. Obrovská část nové zelené kapacity je totiž zapojena o patro níž – v distribuční soustavě (DSO), kam centrální dispečink legislativně ani procesně neviděl.

Reforma tuto bariéru strhla a snížila limit povinné účasti na 100 kW. Téměř 900 distributorů muselo ze dne na den softwarově propojit své systémy s TSO a začít lokální zdroje na dálku koordinovaně omezovat.

Výsledkem byl extrémní nárůst systémové komplexity a šokující skok v celkových účtech. Tato IT reforma sice fyzické problémy v síti nezpůsobila, ale poprvé do jednoho balíku sečetla doposud oddělené náklady přenosové soustavy (TSO) a regionálních distribucí (DSO). Před reformou si lokální omezování řešili a platili distributoři sami a v celkovém účtu TSO se neobjevovalo.

Sloučením těchto drahých zásahů v DSO s redispečinkem na úrovni TSO vyplul účet za nucené vypínání zelené energie – kterou stát musí majitelům plně kompenzovat – poprvé na povrch v plné, kumulované výši. V kombinaci s tehdejším raketovým zdražením plynu (kterým se doplňoval výkon na jihu) se takto nově spočítané náklady v Německu mezi lety 2019 a 2023 víc než zdvojnásobily na průměrných 6,8 EUR za MWh čisté spotřeby.

Impuls 5: Miliardový účet Německa

Náklady na řízení síťových přetížení pod reportem regulátora BNetzA sice po krizovém roce 2022 mírně klesly, ale zůstávají dále vysoké. Tento pokles navíc nezpůsobilo narovnání sítě, ale levnější plyn a uhlí na burze, které zlevnily náhradní zdroje na jihu.

Fyzická data z let 2024 a 2025 odhalují zásadní zvrat: krize se přesouvá ze severních větrníků do lokální distribuce (DSO). Kvůli masivnímu, nekontrolovanému přírůstku střešních fotovoltaik síť v létě nestíhá proud absorbovat a soláry už tvoří polovinu všech zelených odstávek. Vzniká ekologicky absurdní situace – čisté zdroje se vypínají, zatímco fosilní elektrárny na jihu se kvůli stabilitě musí startovat. Tyto miliardové účty pak přes síťové poplatky, které v Německu tvoří přes 20 % ceny elektřiny, platí koncový zákazník.

Tři scénáře, jak z této pasti ven:

• Infrastruktura: Klíčové dálkové koridory (SuedLink, SuedOstLink) mají roky zpoždění a budou hotové nejdříve koncem dvacátých let.

• Legislativa a baterie: Německé ministerstvo hospodářství navrhlo pro roky 2024–2025 reformu, která novým OZE v přetížených oblastech omezí kompenzace za odstávky, což má investory donutit stavět k panelům rovnou i akumulaci.

• Rozdělení obchodních zón: Rozdělení Německa na cenovou zónu Sever (levná elektřina) a Jih (drahá elektřina) by podle modelů ušetřilo systému přes 1,2 miliardy EUR ročně. Krok sice naráží na tvrdý odpor jižního průmyslu (Bavorsko), ale evropský regulátor ACER ho vnímá čím dál vážněji.

Na proces výpočtu kapacit plynule naváže mezinárodní bezpečnostní proces ROSC (Regional Operational Security Coordination), který prostřednictvím společné platformy CorNet propojí dispečinky střední Evropy pro koordinované řešení síťových přetížení.

Součástí této integrace je přísný mechanismus Cost Sharing (sdílení nákladů), podle kterého musí mezinárodní nápravná opatření finančně kompenzovat vždy ten stát, který dané přetížení v regionu prokazatelně způsobil.

O tom někdy příště v Impulsech energetiky.

Subscribe now

Subscribe now

Vítejte u dalších Impulsů energetiky.

Impuls 1: Energetická budoucnost bez Ruska

Nejnovější podrobná analýza renomovaného think-tanku European Council on Foreign Relations (ECFR) s názvem „Electric collective: Europe’s clean energy future without Russia“ totiž nastavuje evropské politice zrcadlo. Varuje před nebezpečnou iluzí: to, že jsme zvládli urgentní obranu, neznamená, že máme vyhranou válku o energetickou budoucnost. Data z uplynulých let totiž odhalují, že Evropa sice úspěšně utekla z ruského sevření, ale kvůli roztříštěnosti a panickým nákupům uvízla v další pasti – v dlouhodobé závislosti na fosilních palivech od jiných autoritářských či nestabilních režimů. Místo abychom budovali elektrickou Evropu, hrajeme dál starou hru s novými hráči.

Evropa úspěšně nahradila ruské fosilní palivo, ale zatím nenahradila svou závislost na fosilních palivech jako takových.

Mezi lety 2021 a 2026 zvládla Evropská unie jeden z největších geopolitických energetických obratů moderní doby. Čísla jsou působivá: podíl ruského plynu v dovozu klesl z přibližně 45 procent na pouhých 12 procent, podíl ruské ropy z 26 procent na 2 procenta a dovoz ruského uhlí byl prakticky eliminován. Současně EU vybudovala rozlehlou infrastrukturu na zkapalněný zemní plyn (LNG), uzavřela stovky nových energetických dohod se státy po celém světě a přeorientovala svůj energetický sektor. Podle analytiků Evropské rady pro zahraniční vztahy jde o významný úspěch evropské energetické diplomacie v krizové situaci.

Realita je však složitější. Zatímco se EU osvobodila od závislosti na Rusku, zůstává silně závislá na importu energie jako takové. Osmdesát pět procent plynu, který EU spotřebuje, musí dovézt, stejně jako 90 procent ropy. Fosilní paliva stále pokrývají 60 procent celkové energetické poptávky unie. Rusko bylo nahrazeno především USA (LNG), Norskem, Katarem, Alžírskem a Ázerbájdžánem. Místo jedné masivní závislosti tak EU vytvořila síť nových, byť geograficky rozptýlenějších závislostí.

Studie ECFR ukazuje, že Evropská unie během posledních čtyř let dosáhla významného úspěchu v oblasti energetické bezpečnosti. Dokázala výrazně snížit závislost na ruských fosilních palivech a vybudovat nové dodavatelské vztahy po celém světě. Současně však odhaluje několik trendů, které budou určovat podobu evropské energetiky v příští dekádě.

Největším vítězem jsou Spojené státy

Nejvýraznější změnou evropské energetické mapy je prudký nárůst dovozu amerického LNG. Spojené státy se během několika let staly jedním z klíčových pilířů evropské energetické bezpečnosti.

• Dovoz plynu z USA vzrostl z 21 bcm v roce 2021 na 83 bcm v roce 2025.

• USA se staly druhým největším dodavatelem plynu do EU po Norsku.

Evropa tak sice výrazně snížila svou závislost na Rusku, současně však vytvořila novou strategickou vazbu na globální LNG trh a zejména na americké dodávky. Detaily a další zajímavá data jsou zde.

Energetická diplomacie byla převážně národní, nikoliv evropská

Jedním z nejzajímavějších závěrů studie je skutečnost, že většinu nových energetických partnerství neuzavírala Evropská unie jako celek, ale jednotlivé členské státy.

Nejaktivnější byly především: Německo, Francie a Itálie.

Podle autora tím Evropa přišla o některé výhody, které by přinesl koordinovaný postup. Patří mezi ně silnější vyjednávací pozice vůči dodavatelům, možnost dosáhnout výhodnějších cen nebo efektivnější koordinace investic do infrastruktury.

Plynové dohody jsou závazné, zelené dohody většinou ne

Právě zde se ukazuje jeden z největších paradoxů evropské energetické transformace. Zatímco dohody o dodávkách plynu mají většinou podobu dlouhodobých a právně závazných kontraktů, většina projektů souvisejících s čistou energií zůstává na úrovni deklarací a memorand.

Jinými slovy: když jde o plyn, Evropa podepisuje smlouvy. Když jde o zelenou energetiku, Evropa zatím často podepisuje vize.

Vodík zatím nenaplňuje očekávání

Vodík měl po roce 2022 představovat jeden z hlavních pilířů evropské dekarbonizace. Realita je však podstatně pomalejší. Přestože přibližně čtvrtina nových energetických dohod souvisí s vodíkem:

• většina projektů je stále v předinvestiční fázi,

• potřebná infrastruktura prakticky neexistuje,

• řada projektů čelí zpoždění,

• dosažení cíle REPowerEU dovážet 10 milionů tun zeleného vodíku ročně do roku 2030 se jeví jako velmi nepravděpodobné.

Tento vývoj potvrzuje trend pozorovaný napříč energetickým průmyslem: rozvoj vodíkové ekonomiky postupuje výrazně pomaleji, než se očekávalo v letech 2021–2022.

Kritické suroviny

Po roce 2022 se pozornost evropské energetické diplomacie začala přesouvat od dovozu paliv k zabezpečení strategických materiálů potřebných pro energetickou transformaci.

• Francie: Aktivně rozvíjí spolupráci s Austrálií, Kanadou a Japonskem, ale také se zeměmi severní Afriky. Zaměřuje se na bezpečnost dodávek lithia, kobaltu a vzácných zemin.

• Německo: Spolupracuje s Austrálií, Kanadou a africkými zeměmi na zajištění dodávek lithia a kobaltu, přičemž investuje i do recyklace baterií.

• Polsko: Zapojilo se do iniciativ s Kanadou, Chile a Norskem.

• Finsko: Zintenzivnilo kontakty s Brazílií a Chile, kde se zaměřuje na těžbu prvků vzácných zemin a technologie zpracování.

Kromě dovozu se členské státy snaží budovat vlastní zpracovatelské řetězce:

• V Polsku vznikají projekty jako zařízení na separaci vzácných zemin v Pulawách nebo logistické rozšíření v přístavu Police.

• Podporována je vědecko-technologická spolupráce a investice do recyklace a skladování energie.

Hlavním cílem je snížit budoucí závislost na Číně a posílit odolnost evropského průmyslu. Z dlouhodobého pohledu může být diverzifikace dodávek kritických surovin stejně důležitá jako odchod od ruského plynu.

Navzdory pokroku autor identifikuje několik přetrvávajících problémů:

• Nezávaznost dohod: Většina uzavřených dohod o kritických surovinách má zatím formu nezávazných memorand nebo prohlášení o záměru, což vyvolává otázky ohledně jejich skutečné implementace.

• Koncentrace dodávek: EU zůstává zranitelná kvůli vysoké koncentraci strategických surovin v rukou několika málo zemí (zejména Číny).

• Konkurence mezi státy: Nedostatečná koordinace vede k tomu, že si členské státy někdy v přístupu k surovinám vzájemně konkurují, místo aby jednaly jako jednotný blok s větší vyjednávací silou.

Import zelené elektřiny bude užitečný, ale nikoliv zásadní

Studie analyzuje několik významných projektů zaměřených na dovoz bezemisní elektřiny do Evropy, například propojení:

• Egypt–Řecko,

• Maroko–Španělsko,

• Ázerbájdžán–Gruzie–EU (Black Sea Green Corridor),

• Albánie–Itálie.

Přesto autor dochází k závěru, že i při optimistickém scénáři budou tyto projekty pokrývat pouze přibližně 1–3 % budoucí evropské spotřeby elektřiny.

To znamená, že dovoz zelené elektřiny může být doplňkem evropského energetického mixu, nikoliv však jeho klíčovou komponentou. O úspěchu evropské dekarbonizace se bude rozhodovat především uvnitř Evropy – investicemi do obnovitelných zdrojů, jaderné energetiky, přenosových sítí a flexibility elektrizační soustavy.

Impuls 2: Proč propojená Evropa nestačí

Jedním z nejzajímavějších závěrů studie ECFR je pro mě tvrzení, že i při optimistickém scénáři budou projekty dovozu elektřiny z okolních regionů pokrývat pouze 1–3 % budoucí evropské spotřeby elektřiny.

Představa Evropy propojené s Afrikou a Asií mě vždy fascinovala. Psal jsem o tom v Impulsech energetiky #7. Vždyť se diskutují ambiciózní projekty propojující Evropu s Kavkazem, severní Afrikou nebo Blízkým východem. Jak je možné, že jejich přínos zůstane tak malý?

Ambiciózní projekty, malé objemy

Studie zmiňuje několik významných iniciativ - tedy kabelů:

• Black Sea Green Energy Corridor (Ázerbájdžán – Gruzie – Rumunsko), plánovaná kapacita přibližně 1 GW,

• EuroAfrica Interconnector (Egypt – Kypr – Řecko), plánovaná kapacita až 2 GW,

• GREGY (Egypt – Řecko), plánovaná kapacita přibližně 3 GW,

• propojení Albánie a Itálie, uvažovaná kapacita kolem 1 GW.

Mimo rámec studie stojí za zmínku také projekt Sila Atlantik, který počítá s přímým propojením Maroka a Německa prostřednictvím přibližně 4 800 kilometrů dlouhého HVDC vedení o kapacitě 2x 1,8 GW. Projekt by měl přenášet přibližně 26 TWh elektřiny ročně, což odpovídá průměrnému výkonu zhruba 3 GW a přibližně 5 % současné německé spotřeby.

Při pohledu na jednotlivé projekty jde o impozantní čísla. V kontextu celé Evropy však jejich význam klesá na 1% současné spotřeby.

Měřítko evropské elektroenergetiky

Evropská unie dnes spotřebuje přibližně 2 700 TWh elektřiny ročně. Podle odhadů citovaných ve studii může spotřeba v důsledku elektrifikace dopravy, vytápění a průmyslu vzrůst na 3 500 až 4 000 TWh ročně. Průměrný výkon evropské soustavy dnes odpovídá přibližně:

• 308 GW při spotřebě 2 700 TWh ročně,

• více než 450 GW při spotřebě 4 000 TWh ročně.

V tomto měřítku začíná být zřejmé, proč jednotlivé projekty nedokážou evropskou energetickou bilanci zásadně změnit. Jeden přenosový koridor o kapacitě 1 GW může při plném využití přenést přibližně: 8,8 TWh elektřiny ročně. Při započtení 75% vytížení cca přenese 6,5 GWh (1 GW × 8 760 hodin za rok x 75% = 6 570 GWh, 2 GW pak přibližně 13 TWh ročně, 3 GW přibližně 20 TWh ročně).

Pokud sečteme kapacity výše uvedených projektů, dostaneme přibližně 10 GW přenosové kapacity, tedy na méně než 65 TWh ročně. To představuje zhruba 2,4 % současné spotřeby Evropské unie.

Kolik kapacity bychom skutečně potřebovali?

Pokud by Evropa chtěla dovozem pokrýt 5 % své budoucí spotřeby elektřiny, musela by každoročně dovézt přibližně 200 TWh elektřiny. Při průměrném využití koridorů kolem 75 % by to odpovídalo přenosové kapacitě přibližně 30 GW a trojnásobku všech plánovaných projektů.

Pro pokrytí 10 % evropské spotřeby by bylo potřeba přibližně 400 TWh ročně, tedy zhruba 61 GW přenosové kapacity.

Jinými slovy, Evropa by potřebovala přibližně osm projektů velikosti Sila Atlantik nebo několik desítek koridorů o kapacitě 2 GW. Nešlo by o jeden symbolický projekt, ale o zcela novou energetickou páteř propojující Evropu s okolními regiony.

Impuls 3: Doprava elektřiny je překvapivě drahý problém

Severní Afrika, Blízký východ nebo oblast Kaspického moře disponují obrovským potenciálem pro výrobu levné solární a větrné energie. Hlavní překážkou je schopnost tuto energii dopravit do evropských center spotřeby.

A právě zde začíná ekonomika těchto projektů. Projekt Sila Atlantik má podle dostupných odhadů stát přibližně 20 až 25 miliard eur. Za podobnou částku lze postavit bezemisní výrobní kapacitu přímo v Evropě – například několik jaderných bloků nebo rozsáhlé offshore větrné parky s obdobnou roční výrobou elektřiny.

Ekonomika dopravy

U ropy představuje přeprava překvapivě malou část výsledné ceny. Ropa vytěžená v Perském zálivu může urazit tisíce kilometrů tankerem do Evropy a náklady na dopravu často tvoří jen několik procent její tržní hodnoty. Právě díky tomu vznikl skutečně globální trh s ropou. Je téměř jedno, zda barel pochází ze Saúdské Arábie, Norska nebo Spojených států. Doprava je natolik levná, že geografická vzdálenost hraje jen omezenou roli.

U zemního plynu je situace složitější. Plyn je nutné zkapalnit, převézt tankerem a následně znovu zplynit. Náklady na dopravu a zpracování tak mohou představovat 20 až 40 % konečné ceny. Přesto se LNG v posledních letech stal důležitým nástrojem diverzifikace evropských dodávek.

U elektřiny je však situace zcela odlišná

Přenos elektřiny na vzdálenost několika tisíc kilometrů vyžaduje výstavbu specializovaných HVDC koridorů, konvertorových stanic a rozsáhlé podpůrné infrastruktury. Právě zde se skrývá důvod, proč jsou projekty typu Sila Atlantik tak nákladné.

Pokud bychom velmi zjednodušeně rozdělili náklady projektu mezi výrobu a dopravu energie, dostaneme překvapivý výsledek. Elektřinu vyrobenou z větru a slunce v Maroku lze vyrábět za přibližně 20 až 40 EUR/MWh. Samotný přenos do Německa však může stát dalších 30 až 50 EUR/MWh. Jinými slovy, doprava může představovat polovinu výsledné ceny elektřiny, v některých scénářích dokonce více.

To je zásadní rozdíl oproti ropě. Zatímco globalizace trhu s ropou vznikla díky levné dopravě molekul, rozvoj globálního trhu s elektřinou naráží na vysokou cenu přenosu elektronů. Proto dnes dává větší ekonomický smysl stavět nové zdroje blíže místu spotřeby, než budovat tisíce kilometrů nových přenosových koridorů.

Nová výzva evropské energetiky

Možná právě zde leží jedna z největších technologických výzev příštích desetiletí. Výrobu bezemisní elektřiny už jsme se naučili dramaticky zlevňovat. Skutečnou revoluci nyní potřebuje přenosová infrastruktura. Pokud by se podařilo výrazně snížit cenu dálkového přenosu energie, mohly by se dnešní projekty spojující Evropu s Afrikou nebo Kavkazem stát zárodkem skutečně globálního trhu s elektřinou.

To vede k zásadní otázce: je výhodnější investovat miliardy do tisíců kilometrů přenosových kabelů, nebo do nové výroby blíže místu spotřeby?

Posledních dvacet let bylo ve znamení dramatického poklesu nákladů na výrobu elektřiny z obnovitelných zdrojů. Solární panely i větrné elektrárny zlevnily násobně rychleji, než většina expertů očekávala. Přenosová infrastruktura však podobnou revolucí neprošla.

Možná proto stojí evropská energetika před novou výzvou. Elektřinu už umíme vyrábět levně. Stále však neumíme levně přenášet obrovské objemy energie na vzdálenosti tisíců kilometrů.

Budoucnost evropské energetické integrace tak nemusí záviset pouze na tom, kolik obnovitelných zdrojů postavíme. Stejně důležité bude, zda dokážeme postavit přenosové koridory nové generace a výrazně snížit jejich cenu. Pokud se to podaří, mohou se dnešní projekty z Kavkazu nebo severní Afriky stát předzvěstí skutečně globálního trhu s elektřinou.

A tak nezbývá než si povzdechnout, jaká škoda, že se Nikolu Teslovi nepodařilo uskutečnit jeho sen o bezdrátovém přenosu energie. Tak zase příště u Impulsů!

Energetika se mění způsobem, na který nebyla navržena. Desetiletí fungoval jednoduchý model: velké elektrárny vyráběly, sítě přenášely, zákazníci spotřebovávali. Data o spotřebě se odečítala jednou ročně a průběh se předpokládal podle teoretických TDD diagramů. To stačilo.

Dnes na střechách domů v Česku svítí přes půl milionu fotovoltaických panelů. Přibývají elektromobily, tepelná čerpadla, bateriová úložiště. Zákazník se mění v aktivního účastníka trhu – někdy vyrábí, někdy spotřebovává, někdy sdílí přebytky se sousedem. V soustavě je mnoho malých zdrojů a zdrojů s nestabilní výrobou. Spotřeba i výroba jsou nepravidelné podle počasí. Toky elektřiny se obrací.

Stabilita je zajištěna tržními signály. Aby to celé fungovalo, potřebuje každý účastník trhu znát v každém momentě stav sítě. A tak dramaticky roste objem dat, která je potřeba sbírat, zpracovávat a sdílet v reálném čase.

Anatomie stávajícího modelu

Tradiční energetika fungovala jako jednosměrný systém shora dolů, což určilo i její datovou architekturu. Zatímco toky elektřiny se řídily centrálně, správa komerčních dat zůstala fragmentovaná. V ČR je tento stav fixován třemi provozovateli distribučních soustav (ČEZ Distribuce, EG.D, PREdistribuce), z nichž každý spravuje oddělená a technologicky nekompatibilní datová sila.

Tento model dlouho stačil, protože se opíral o tři konstanty:

• Typové diagramy dodávek (TDD): Spotřeba naprosté většiny zákazníků se měřila jednou ročně. Průběh odběru se dopočítával matematicky podle teoretických šablon.

• Jednosměrný a pomalý tok dat: Informace putovaly s velkým zpožděním po ose distributor – operátor trhu (OTE) – dodavatel. Zákazník byl pouze pasivním příjemcem ročního vyúčtování.

• Regionální izolace: Celoplošní dodavatelé museli komunikovat se třemi různými rozhraními podle geografického umístění odběrného místa.

Tato architektura byla navržena pro statický a předvídatelný svět. V momentě, kdy se pasivní odběratelé mění v aktivní uzly, které elektřinu generují, akumulují a sdílejí, se izolovaná datová sila distributorů stávají hlavní systémovou bariérou.

Limity datových sil

Fragmentovaná struktura regionálních datových sil se stává úzkým hrdlem transformace trhu. Stará architektura naráží na technologické a procesní limity ve čtyřech klíčových oblastech:

• Zablokovaný switching: Změna dodavatele elektřiny vyžaduje synchronizaci dat mezi nekompatibilními systémy různých PDS. Tento proces kvůli administrativní a technické složitosti standardně trvá dny až týdny.

• Informační asymetrie: Pokud chce dodavatel nabídnout zákazníkovi personalizovaný tarif nebo dynamickou cenu kopírující spotový trh, potřebuje online přístup k jeho historickému profilu spotřeby. Tato data jsou však uzavřena u příslušného distributora, který nemá komerční motivaci je sdílet s konkurenčními dodavateli.

• Nezvládnutelný objem dat (Data Deluge): Nástup smart meteringu znamená posun od jednoho odečtu ročně ke 35 040 měřením na jedno odběrné místo za rok (při 15minutovém intervalu). Stávající systémy distributorů nejsou dimenzovány na to, aby takto masivní toky dat čistily, ukládaly a v reálném čase poskytovaly celému trhu.

• Nemožnost sdílení a flexibility: Komunitní energetika (sdílení elektřiny v bytovkách či obcích) a agregátoři flexibility sdružující tisíce malých baterií vyžadují minutové bilancování toků elektřiny, často napříč různými distribučními územími. Bez centrálního uzlu je výpočet alokačních koeficientů technicky a organizačně neproveditelný.

Co je energetický DataHub a jaký problém řeší?

Energetický DataHub je centralizovaná nebo federovaná digitální platforma, která funguje jako neutrální zprostředkovatel výměny dat mezi všemi subjekty na trhu. Sjednocuje, čistí a standardizuje toky informací, které dříve proudily roztříštěně. V decentralizované energetice řeší tři zásadní problémy:

• Odstranění bilaterálních vazeb: Místo stovek samostatných a drahých technologických propojení mezi každým novým obchodníkem, agregátorem a jednotlivými distributory vytváří DataHub jediný integrační bod. Subjekt se přes standardizované API připojí jednou a má přístup k celému trhu.

• Standardizace dat: Distributoři používají nekompatibilní IT systémy. DataHub surová data na vstupu validuje a převádí do jednotného evropského standardu (např. CIM – Common Information Model). Data ze všech koutů sítě tak mají okamžitě stejnou strukturu.

• Garantovaná neutralita: Data o spotřebě mají obrovskou komerční hodnotu. Aby je distributoři nezneužívali k blokování konkurence, DataHub provozuje nezávislá, regulovaná entita. Ta garantuje rovný přístup k datům každému, kdo k tomu dostane prokazatelný souhlas zákazníka.

Co musí DataHub umět

DataHub není jednoduchý datový sklad. Je to komplexní platforma, která musí zvládat několik funkčně odlišných domén zároveň. Nejsou pokryté vždy všechny. Například v ČR nepokrývá EDC smlouvy.

Správa odběrných míst

• centrální registr všech měřicích bodů, jejich technických parametrů a smluvních vztahů

Sběr a validace měřených dat

• příjem dat z chytrých elektroměrů v 15minutovém rozlišení

• detekce chyb, validace a doplňování výpadků měření

Tržní procesy

• switching dodavatele

• správa smluv a oprávnění mezi účastníky trhu

• bilancování a podklady pro zúčtování odchylek

Distribuovaná energetika

• sdílení elektřiny v komunitách a mezi aktivními zákazníky

• správa dat bateriových úložišť

• agregace flexibility pro virtuální elektrárny a demand response

• síťový semafor – řízení lokálních přetížení tržními signály

Přístup k datům

• API pro agregátory, dodavatele a třetí strany

• zákaznický portál – právo zákazníka na vlastní data

• regulatorní reporting

Bezpečnost a provoz

• identity a access management

• audit log a kybernetická ochrana

• reklamace a dispute resolution

Architektura

Ve hře jsou tři základní modely:

• Centralizovaný – jeden hub, všechna data na jednom místě. Jednoduchá governance, rychlá standardizace. Příklad: Dánsko. Nevýhoda: single point of failure, atraktivní cíl pro útok.

• Federovaný – data zůstávají u jejich správců, sdílí se přes standardizovaná rozhraní. Lepší ochrana dat a resilience. Příklad: Švédsko, Německo. Nevýhoda: složitá governance, obtížné pro real-time aplikace.

• Hybridní – centrální clearing pro tržní procesy, distribuované úložiště pro data zákazníků. Nejperspektivnější směr pro EU s ohledem na GDPR a datovou suverenitu.

České EDC volí centralizovaný model – s tím, že data fyzicky zůstávají u distributorů a EDC je agreguje pro potřeby trhu.

České EDC v praxi: Od komunitního sdílení k řízení flexibility

České Elektroenergetické datové centrum (EDC) vzniklo jako klíčová akciová společnost, v níž spojili síly hlavní hráči domácí energetiky: ČEPS, ČEZ Distribuce, EG.D a PREdistribuce. Tato synergie zajišťuje pozici neutrálního tržního operátora s přímou vazbou na stávající zúčtovací systémy.

EDC spustilo první fázi svých služeb 1. srpna 2024. Hlavním úkolem se stala implementace legislativy pro komunitní energetiku. Výsledky prvního roku provozu ukazují dynamický růst:

• Účastníci: Ke konci roku 2025 se do sdílení elektřiny v ČR zapojilo téměř 40 tisíc účastníků.

• Provozní rekord: V březnu 2026 objem sdílené elektřiny překonal dosavadní maxima z letních měsíců předchozího roku.

• Technologická závislost: Bilance sdílení zatím kopíruje křivku slunečního svitu a je dominantně závislá na fotovoltaice. Zlom nastane až s masivnějším zapojením bateriových úložišť.

Do roku 2030 má být v Česku nainstalováno přibližně 2,1 milionu chytrých elektroměrů. EDC funguje v hub-and-spoke architektuře jako centrální uzel, který sbírá data v 15minutovém rozlišení, čistí je od chyb a standardizuje pro potřeby trhu.

Od 1. srpna 2026 EDC spouští služby spojené s akumulací energie, agregací technické flexibility a funkcí síťového semaforu. EDC se tím transformuje z pasivního datového skladu na aktivní prvek řízení soustavy. Klíčovým nástrojem této fáze je síťový semafor:

1. Detekce: Provozovatel distribuce (PDS) identifikuje lokální přetížení sítě.

2. Signál: PDS vyšle přes EDC digitální signál o stavu sítě v daném místě a čase.

3. Reakce trhu: Účastníci (agregátoři, virtuální elektrárny) na signál automaticky reagují změnou své spotřeby nebo výroby.

Tento mechanismus nahrazuje rigidní dispečerské příkazy flexibilními tržními signály, což je pro stabilitu decentralizované soustavy kritické.

Dánsko (Energinet DataHub): Globální benchmark centralizace

Dánský DataHub, spuštěný v roce 2013 pod patronátem státního provozovatele přenosové soustavy (TSO) Energinet, je v Evropě považován za nejúspěšnější příklad plně centralizované architektury. Dokázal sjednotit trh i přesto, že v zemi působí velké množství municipálních i soukromých distributorů.

• Technické řešení:Jedná se o monolitický centrální uzel (Single Hub), kde komunikace probíhá přes REST API a zabezpečený protokol AS4 pro přenos EDI zpráv. Data z plošně nasazených chytrých elektroměrů byla historicky zpracovávána v hodinové granularitě, s postupným přechodem na 15minutový standard.

• Tržní přínos:Zavedení platformy radikálně zjednodušilo retailové procesy a zkrátilo proces změny dodavatele (switching) z původních několika týdnů na pouhý 1 pracovní den. To vedlo k prokazatelnému nárůstu konkurenčního prostředí.

• Flexibilita:DataHub funguje jako přímé technické podloží pro národní trh s flexibilitou (Flexibility Clearing House). Třetí strany navíc k datům přistupují přes unifikovaný modul správy zákaznických oprávnění.

Lekce pro ČR: Úplná technologická centralizace pod kontrolou neutrální státní entity může být nejrychlejší cestou k likvidaci tržních bariér a nastartování nových služeb.

Velká Británie (DCC): Miliardové varování

Britský model představuje v evropském kontextu odstrašující případ toho, jak se budování datové infrastruktury může vymknout kontrole. Je třeba ovšem zmínit důležitý rozdíl. V Británii totiž elektroměry neprovozují distributoři, ale jednotliví komerční dodavatelé (obchodníci), u kterých zákazník kupuje energii. Když zákazník změnil dodavatele, nový dodavatel se často nedokázal spojit s elektroměrem, který mu nainstaloval ten starý.

Vláda zde zřídila entitu Data Communications Company (DCC) jako soukromou společnost s regulovanou licencí pod dohledem regulátora Ofgem. Jejím úkolem bylo vytvořit komunikační síť a propojit chytré elektroměry s dodavateli. Projekt měl tady značně odlišný charakter (blíže k projektům AMM, které jinde řeší provozovatelé distribučních soustav).

• Technické řešení: Hybridní architektura kombinující centrální uzel DCC s lokálními radiovými a celulárními komunikačními sítěmi (WAN, HAN). Systém aktuálně obsluhuje přes 30 milionů měřičů druhé generace (SMETS2).

• Klíčové problémy: Projekt provázely extrémní komplikace, fatální zpoždění a rozpočet explodoval nad hranici 13 miliard GBP. Hlavní chybou byla volba plošného rolloutu první generace elektroměrů (SMETS1) předtím, než byly pevně stanoveny technické specifikace centrální sítě. Výsledkem bylo, že při změně dodavatele ztratily tyto “chytré” měřiče schopnost komunikovat a trh byl paralyzován.

Lekce pro ČR: Technická specifikace, pravidla hry a standardy rozhraní musí být stoprocentně dohodnuty a otestovány před masivním spuštěním infrastruktury, nikoliv v jejím průběhu.

Německo (MaKo a SMGW): Extrémní decentralizace a bezpečnost

Německý přístup k datové architektuře je protipólem dánského monolitu i britského chaosu. Němci se zpočátku rozhodli nevytvářet žádný centrální DataHub (žádné fyzické EDC). Místo toho vsadili na decentralizovaný koncept regulace tržní komunikace (tzv. MaKo – Marktkommunikation), kde si data vyměňují účastníci napříč trhem napřímo, ale podle extrémně striktních, státem definovaných pravidel a formátů (EDIFACT).

Když pak Německo začalo řešit smart metering a flexibilitu, definovalo celou úlohu primárně jako otázku kybernetické bezpečnosti a ochrany soukromí:

• Technické řešení (SMGW): Základem německé architektury je Smart Meter Gateway (SMGW). Nejedná se o software v centru, ale o fyzický, hardwarově šifrovaný modul certifikovaný Spolkovým úřadem pro bezpečnost informační techniky (BSI), který se montuje přímo k elektroměru v každé domácnosti.

• Princip fungování: Tento hardwarový strážce určuje, kdo, kdy a k jakým datům smí přistoupit. Data se nesbírají na jedno centrální místo. Pokud agregátor flexibility nebo dodavatel potřebuje 15minutová data, musí se přes šifrovaný kanál dotázat přímo konkrétní brány (SMGW) v daném domě.

• Tržní dopady: Tento důraz na lokální kryptografii vedl k extrémnímu zpoždění. Certifikace zařízení trvala roky, hardware byl drahý a rollout smart meterů v Německu v podstatě zamrzl. Pro operace v reálném čase a masivní komunitní sdílení (které vyžaduje bleskové porovnávání tisíců datových bodů mezi sebou) se tento rigidní, decentralizovaný systém ukázal jako obrovská brzda.

Lekce pro ČR: Pokud se priorita bezpečnosti a decentralizace přežene na úroveň jednotlivých hardwarových uzlů, zabije to flexibilitu trhu a schopnost inovovat v reálném čase. Radši se vrátíme k úspěšnějším pokusům.

Estonsko (Estfeed): Průkopník plné digitalizace a zabezpečené federace

Estonsko postavilo svůj energetický DataHub jako jeden z prvních států v Evropě (už kolem roku 2017) pod správou státního TSO Elering. Na rozdíl od jiných zemí nemuseli Estonci nic vymýšlet na zelené louce – energetický hub jednoduše posadili na svou existující celonárodní digitální infrastrukturu X-Road.

X-Road je technologické srdce estonského digitálního státu (e-Estonia). Není to jedna centrální databáze ani obří vládní server. Je to decentralizovaná, zabezpečená propojovací vrstva (data exchange layer), která umožňuje různým informačním systémům – jak státním, tak soukromým – mezi sebou bezpečně, šifrovaně a v reálném čase komunikovat a sdílet data.

• Jak to funguje: Estonský systém sází na takzvanou federovanou architekturu. Data se nemusí fyzicky duplikovat do jednoho obřího státního skladu, ale systém funguje jako zabezpečená vrstva, která v reálném čase propojuje databáze distributorů se systémy obchodníků.

• Hlavní přínos: Extrémní důraz na práva zákazníka. Přes státní portál (e-Estonia) může každý občan jedním kliknutím udělit nebo odebrat jakémukoliv obchodníkovi v EU přístup ke svým datům o spotřebě.

• Úspěch: Estonsko má 100% pokrytí smart metry a jejich DataHub je dnes plně integrovaný s datovými huby sousedního Finska a Lotyšska, což umožňuje okamžitý přeshraniční retailový trh.

Norsko (Elhub): Efektivní centralizace se zaměřením na trh

Norsko spustilo svůj centrální Elhub v roce 2019. Provozuje ho dceřiná společnost státního TSO Statnett. Norové měli situaci usnadněnou tím, že v zemi proběhl masivní a rychlý rollout smart meterů, které měří spotřebu povinně každou hodinu (a nyní přecházejí na 15minutový interval).

• Jak to funguje: Podobně jako v Dánsku jde o striktně centralizovaný model. Všechna data z měření od zhruba 140 lokálních distributorů (DSO) tečou jednou denně (v noci) nebo průběžně do Elhubu.

• Hlavní přínos: Elhub kompletně převzal roli zúčtovatele trhu. Sjednotil procesy pro více než 100 dodavatelů elektřiny. Výrazně snížil provozní náklady distributorů, kteří už nemusí provozovat složité B2B portály pro komunikaci s dodavateli. Všechny kalkulace distribuce i samotné silové elektřiny se počítají na jednom místě.

• Úspěch: Proces změny dodavatele se zkrátil na minuty a chybovost fakturace na norském trhu klesla téměř na nulu.

Rakousko (EDA / EDA-Anwendungsplattform): Decentralizovaná platforma pro komunitní energetiku

Rakušané zvolili hybridní cestu a vytvořili platformu EDA (Energiewirtschaftlicher Datenaustausch).

• Jak to funguje: EDA nevznikla jako nová státní akciovka, ale jako společný podnik rakouských distributorů a operátora trhu, podobně jako v ČR. Funguje primárně jako standardizovaná komunikační dálnice.

• Hlavní přínos: Rakousko je evropským lídrem v komunitním sdílení elektřiny. Jejich platforma EDA obsahuje speciální aplikaci, která umožňuje automatizované zakládání energetických společenství. Pokud v Rakousku vznikne solární komunita na vsi, systém EDA automaticky propojí příslušné chytré elektroměry od různých distributorů a začne mezi ně v 15minutových intervalech matematicky rozdělovat vyrobenou elektřinu.

• Úspěch: Systém zvládá extrémně složitou administrativu komunitní energetiky bez toho, aby koncový zákazník musel složitě papírovat s distributorem.

• Zajímavý insight: Přes pokročilou automatizaci a rekordní počet registrovaných společenství v Rakousku dosahuje tamní objem sdílené elektřiny přibližně dvojnásobku (120 GWh) oproti České republice (60 GWh), což jasně ukazuje, že i při ideálních podmínkách má samotné komunitní sdílení své přirozené limity.

Nizozemsko: plyn-elektřina

Nizozemský model, který provozuje společnost EDSN (Energie Data Services Nederland), představuje v evropském kontextu cestu pragmatického, centralizovaného byznys outsourcingu a dlouhodobé stability. Na rozdíl od dánského open-source experimentu nebo britského koordinačního pekla vznikl tento systém zdola jako společná servisní iniciativa samotných distributorů.

• Princip fungování: Distributoři odpovídají za fyzickou síť a sběr dat. Surová data z více než 15 milionů odměrných míst tečou do centrálního systému C-ARM, kde probíhá jejich validace, čištění a následné zúčtování (alokace) pro obchodníky. Nizozemsko je specifické tím, že DataHub plně integruje jak trh s elektřinou, tak s plynem (chytré plynoměry posílají data skrze elektroměry společně).

• Vlastnická struktura a dodavatelé: EDSN je společný podnik (joint venture) všech sedmi nizozemských regionálních distributorů (DSO) a národního operátora přenosové soustavy TenneT.

• Tržní dopady: Změna dodavatele (switching) se zkrátila na méně než 24 hodin. V současnosti se systém transformuje na real-time provoz, aby dokázal skrze flexibilitu (např. dálkové řízení dobíjecích stanic) řešit kritické přetěžování nizozemských distribučních sítí (congestion management).

Lekce pro ČR: Spojení správy dat z elektřiny i plynu pod střechu jednoho DataHubu dramaticky snižuje administrativní zátěž pro dodavatele a zákazníkům umožňuje spravovat celou energetiku domácnosti na jednom unifikovaném místě.

Dodavatele softwarových řešení pro evropské DataHuby

Skandinávie je kolébkou DataHubů a tamní firmy mají největší know-how.

• CGI (Finsko/Švédsko): Vyvinuli a dodali softwarové řešení pro finský Datahub a klíčové komponenty pro švédský projekt. Jejich platforma je postavena na architektuře mikroslužeb a je připravena na obrovské datové toky ze smart meterů.

• Sysco / Cegal (Norsko): Elhub vyvinul Accenture na platformě Oracle (Exadata, Exalogic). Provoz později převzaly norské firmy Cegal a Basefarm po bezpečnostních obavách z přístupu indických zdrojů k norským datům.

Dánsko má za sebou zajímavou cestu.

• Původní verze (DataHub 1.0 a 2.0): V letech 2013 až 2015, kdy Dánsko stavělo svůj první centrální DataHub jako jeden z prvních států v Evropě, byl hlavním systémovým integrátorem skutečně Accenture. Tento systém tehdy postavili na proprietárních korporátních technologiích (konkrétně na platformě Oracle Meter Data Management) v kombinaci s architekturou od Microsoftu.

• Nová generace (Green Energy Hub / DataHub 3.0): Energinet se po letech provozu rozhodl pro radikální řez. Chtěli se zbavit závislosti na drahých licencích a uzavřeném kódu velkých IT firem (tzv. vendor lock-in). Proto od základu vyvinuli novou generaci jako čistý open-source, který následně darovali pod Linux Foundation (LF Energy).

Některé země sázejí na kombinaci silných lokálních IT firem a specializovaných platforem.

• Unicorn (Česká republika): Unicorn je dodavatelem částí softwarového řešení pro české EDC.

• SmartStream / Siemens / Atos (Rakousko): Rakouský systém EDA nevznikl jako produkt jednoho dodavatele, ale jako zakázková integrace. Významnou roli zde sehrály průmyslové platformy od Siemensu pro správu sítí a integrátoři schopní propojit SAP systémy 120 různých distributorů.

Další země:

• Velká Británie – DCC: Smart DCC, dceřiná společnost Capita, byla zřízena k implementaci a provozování komunikační infrastruktury smart meteringu. Dodavatelský řetězec byl složitý: CGI vyvinulo a provozuje systém řídící tok zpráv od a ke smart meterům, Arqiva zajišťuje komunikační síť pro sever Anglie a Skotsko, Telefónica pokrývá střed a jih. Výsledek: čtyři klíčoví dodavatelé, jeden licence-holder (Capita), jeden regulátor (Ofgem) – a koordinační peklo, které stálo roky zpoždění.

• Nizozemsko – EDSN: EDSN a CGI spolupracují od roku 2001. CGI vyvinulo platformu C-ARM (Central Allocation, Reconciliation and Meter data), která zpracovává tržní data pro všech sedm nizozemských regionálních distributorů s více než 15 miliony odměrných míst. Technolution byl zvolen jako technologický partner EDSN pro rozvoj a údržbu IT.

Při pohledu na evropský trh energetických DataHubů digitální infrastrukturu klíčových trhů v tichosti ovládl kanadský IT gigant CGI, který se podílel na řešení ve Finsku, Norsku, Nizozemsku a Velké Británii. Více mě ale zaujala open source varianta OpenGEH od Energinet, která je dostupná jako jeden z projektů LF Energy.

Technologie

Ingestion & Messaging: DataHub musí v jeden moment zvládnout obrovský nápor dat (tzv. data peaks), například když všechny chytré elektroměry v zemi začnou o půlnoci posílat své denní profily. K tomu se používají technologie pro event streaming:

• Apache Kafka / Confluent: Absolutní standard pro moderní huby. Funguje jako obří centrální potrubí, které dokáže pojmout miliony zpráv za sekundu, bezpečně je seřadit do front a garantovat, že se žádná zpráva z elektroměru neztratí.

• RabbitMQ / Apache Pulsar: Alternativní message brokery používané pro spolehlivé doručování zpráv mezi subjekty trhu.

• Protokol AS4 (Applicable Statement 4): Evropský standard pro bezpečnou B2B komunikaci v energetice. Zajišťuje šifrovaný a legislativně neprůstřelný přenos dat mezi distributory (DSO), operátory trhu a DataHubem.

Time series data: DataHub potřebuje dva typy databází: jednu na rychlé transakce (kdo s kým sdílí) a druhou na gigantické řady čísel z elektroměrů (time-series data).

• Time-Series databáze (InfluxDB, TimescaleDB, Amazon Timestream): Speciální databáze optimalizované pro ukládání časových řad (např. EAN-123456: v 15:15 spotřeba 0,4 kW, v 15:30 spotřeba 0,5 kW). Jsou řádově rychlejší než běžné databáze.

• NoSQL databáze (MongoDB, Cassandra): Používají se pro ukládání flexibilních struktur dat a pro ukládání logů o komunikaci.

Výpočetní vrstva: Jakmile jsou data v systému, musí nastoupit „matematický mozek“, který v 15minutových intervalech rozpočítá přebytky ze solárů mezi členy komunit (např. statickou nebo dynamickou metodou).

• Apache Spark / Apache Flink: Technologie pro tzv. Big Data processing. Umožňují provádět masivní matematické výpočty paralelně nad tisíci procesorových jader. Spark zvládne spočítat alokace pro celou zemi během několika minut.

Závěr

Jakmile se zbourají izolovaná datová sila distributorů a trh získá jedno unifikované, neutrální rozhraní, otevře se prostor pro služby, které si dříve neuměl představit ani samotný regulátor. DataHuby se stávají katalyzátorem hospodářské soutěže. Zákazník získává absolutní suverenitu nad svými daty a s ní i možnost bezprecedentně šetřit – ať už skrze dynamické tarify, komunitní sdílení, nebo automatizovaný prodej flexibility.

Pro české EDC je nadcházející srpnová fáze roku 2026 obrovskou příležitostí. Pokud se podaří hladce integrovat akumulaci a síťový semafor, Česko získá moderní digitální hřiště pro novou generaci energetických startupů, agregátorů a inovativních dodavatelů. Skutečná energetická transformace totiž nespočívá v drátech, ale v možnostech, které lidem přinášejí svobodná a dostupná data.

Sedmdesátá léta: Rakousko staví jadernou budoucnost

Konec šedesátých let byl v Evropě dobou velkorysého technologického optimismu. Státy investovaly do jaderné energetiky s přesvědčením, že tato technologie jednou provždy vyřeší závislost na uhlí a ropě. Spolková republika Německo, Francie, Švédsko, Finsko – všichni stavěli nebo plánovali reaktory. Rakousko nechtělo zůstat pozadu.

V dubnu 1972 začala výstavba v obci Zwentendorf an der Donau v Dolním Rakousku, asi čtyřicet kilometrů od Vídně. Šlo o varný reaktor (Boiling Water Reactor, BWR) s elektrickým výkonem 692 megawattů – na tehdejší poměry impozantní stroj, schopný zásobovat elektřinou podstatnou část země. Stavbu financovalo konsorcium rakouských energetických společností, dodavatelem byla švédská firma ASEA, technologie prověřená a v té době rozšířená. Celkové náklady dosáhly přibližně 5,2 miliardy rakouských šilinků – v dnešních cenách zhruba 1,4 miliardy eur.

Výstavba probíhala podle plánu. Větrací komín vyrostl do výšky 110 metrů. V roce 1978 bylo zřejmé, že elektrárna je technicky připravena k uvedení do provozu. Provedli komplexní zkoušky, ověřili bezpečnostní systémy. Vše fungovalo. Zbývalo jediné: formální politické rozhodnutí o spuštění.

Referendum 1978: demokracie jako pojistka

Tehdejší kancléř Bruno Kreisky byl jaderné energetice nakloněn – nebo si alespoň myslel, že veřejnost jej v tomto kroku podpoří. Rozhodl se proto pro nebývale přímou formu legitimizace: referendum. V listopadu 1978 se Rakušané měli vyjádřit k otázce, zda má být Zwentendorf uveden do provozu.

Výsledek byl těsný – ale jednoznačný. 50,47 procenta voličů hlasovalo proti. Marže přibližně 30 000 hlasů rozhodla o osudu hotové elektrárny. Parlament záhy přijal zákon zakazující jadernou energetiku (Atomsperrgesetz), který byl zakotven přímo do ústavy a platí dodnes.

Paradoxem zůstává, že referendum uspořádal kancléř, který výstavbu prosazoval a jehož vláda ji financovala. Kreisky vsadil na přímou demokracii a prohrál. Výsledek ho politicky poznamenal, ačkoli ve funkci vydržel ještě roky. Elektrárna zůstala prázdná.

Jako přímý důsledek tohoto rozhodnutí bylo o několik let později v sousedství Zwentendorfu postaveno uhelné a plynové teplárenské centrum Dürnrohr – náhrada za energii, kterou měl jaderný reaktor dodávat. Ekologická ironie tohoto substitučního řešení nebyla tehdy nikým příliš komentována.

Osmdesátá a devadesátá léta: skladiště náhradních dílů

Místo aby Zwentendorf zbourali – demolice plně dostavěného jaderného objektu by byla enormně nákladná a technicky komplikovaná – rozhodly se příslušné orgány elektrárnu konzervovat. Stala se tak institucí bez jasné identity: příliš reálná na to, aby byla pouhým muzeem, příliš „mrtvá” na to, aby byla provozem.

Po skončení konzervačního období v roce 1986 dostala elektrárna první praktické uplatnění, jakkoli nevalné: stala se skladištěm náhradních dílů pro provozované německé reaktory typu BWR. Protože Zwentendorf byl fyzicky téměř identický s celou řadou reaktorů v sousedních zemích – zejména s německými Isar 1, Brunsbüttel a Philippsburg 1 – mohly jejich provozní společnosti odebírat ze Zwentendorfu komponenty přímo na výměnu. Fungující elektrárna se stala zásobníkem pro elektrárny jiných států.

Souběžně budova hostila podivuhodnou instituci: od roku 1995 do roku 2001 sídlila v administrativní části elektrárny žandarmská škola. Reaktorová hala s turbínami a potrubními svazky se jako zázemí pro výcvik policistů příliš neosvědčila, ale prostory byly volné a levné. Zwentendorf přijímal každého nájemce, který se přihlásil.

Škola pro jaderné operátory jiných zemí

Zlom přišel s novým tisíciletím. Od roku 2003 si elektrárnu pronajala německá Kraftwerksschule e.V. z Essenu – profesní škola pro jaderný průmysl – a Zwentendorf postupně přeměnila na to, čím je dodnes: realistické výcvikové centrum pro operátory reaktorů.

Logika tohoto využití je přímočará a zároveň trochu absurdní. V provozované jaderné elektrárně nelze operátorům dovolit volně manipulovat s ventily, přepínat jistič za jističem nebo procházet prostory reaktorové haly bez přísných bezpečnostních protokolů – záření to neumožňuje. Ve Zwentendorfu tyto zábrany neexistují. Elektrárna je bez radiace, bez paliva, ale se vším ostatním vybavením: skutečnými potrubními systémy, skutečnými ovládacími prvky, skutečnou geometrií místností, které v jiném závodě nikdy nespatříte zblízka. Operátoři si zde mohou sáhnout na reaktorovou nádobu, projít strojovnou nebo procvičit nouzové scénáře v prostředí, jež je fyzicky identické s tím, kde budou pracovat.

V roce 2005 koupila celý areál energetická společnost EVN. Provoz výcvikového centra pokračoval. EVN zároveň otevřela elektrárnu pro veřejné prohlídky a zpřístupnila ji komerčnímu pronájmu. Zwentendorf se začal živit svou výjimečností.

Nový život: čtyři identity jedné budovy

Dnes Zwentendorf souběžně funguje jako čtyři různé věci – a každá z nich by za jiných okolností stačila jako plnohodnotný projekt.

Výcvikové centrum pro jaderný průmysl. Kraftwerksschule z Essenu zde stále pořádá kurzy pro zahraniční jaderné operátory. Přicházejí technici z Německa, Švýcarska i jiných zemí, aby si v bezpečném prostředí nacvičili postupy, které ve vlastní elektrárně provádějí za zcela jiných podmínek. EVN areál provozuje jako bezpečnostní a výcvikové centrum. Je to výjimečná situace: stát, který jadernou energetiku ústavně zakázal, školí odborníky pro jaderný průmysl svých sousedů.

Fotovoltaický výzkum. Ve spolupráci s Technickou univerzitou ve Vídni vzniklo na střeše elektrárny výzkumné centrum Photovoltaik-Forschungszentrum Zwentendorf se 190kilowattovým fotovoltaickým systémem dvou modulů se slunečními sledovači. Elektrárna, navržená k jaderné štěpné reakci, dnes jako jediný zdroj elektřiny využívá sluneční záření. Symbolika tohoto přechodu je téměř příliš dokonalá na to, aby byla náhodná.

Filmový ateliér. Velín, reaktorová hala, strojovna, 110metrový komín – to vše jsou kulisy, jež žádný filmový štáb nedokáže věrohodně napodobit na ateliérové scéně. Grand Central (francouzsko-rakouský film Rebecci Zlotowski z roku 2013, milostný příběh ze světa jaderné elektrárny) nebo německý TV film Restrisiko vznikaly přímo zde. Hacking at Leaves (rakouský dokumentární film z roku 2024 Johannese Grenzfurthnera) natáčel svou rámcovou linku v zimě 2020/2021 uvnitř komína a na chodbách elektrárny. Vedle filmů tu vznikají reklamní spoty, módní přehlídky a hudební videa. Zvuk kroků na betonové podlaze s ocelovým zábradlím se prodává jako atmosféra.

Aréna pro robotické hackathony. Nejnovější – a možná nejpřekvapivější – kapitolou je European Robotics Hackathon (EnRicH), který se ve Zwentendorfu koná každé dva roky od roku 2017. Organizuje ho Institut Fraunhofer FKIE ve spolupráci s rakouskou agenturou pro obranné technologie ARWT. Týmy z celé Evropy a Kanady přivážejí roboty a drony, aby je testovaly za podmínek simulovaných jaderných havárií – v úzkých šachtách, za masivními betonovými stěnami, v prostorách blokujících komunikaci.

Poslední ročník EnRicH 2025 proběhl od 30. června do 4. července 2025 s rekordní účastí: 15 týmů, přes 120 expertů, poprvé se scénáři kombinující pozemní roboty a drony zároveň. Strojovna vysoká přes padesát metrů, v níž drony hledaly ukrytá záření, se tentokrát proměnila ve zkušební polygon pro záchrannou robotiku. Elektrárna, která nikdy nespustila reaktor, posloužila jako nejreálnější dostupná aréna pro roboty připravující se na jaderné havárie jiných závodů.

Nový život

Zwentendorf je v jednom ohledu skutečně unikátní. Podle Mezinárodní agentury pro atomovou energii (IAEA) je jedinou komerční jadernou elektrárnou na světě, která byla plně dostavěna, ale nikdy neuvedena do provozu. Žádná jiná taková stavba neexistuje. To z ní dělá místo, jež nelze nahradit. Přístup do jaderné elektrárny bez jakéhokoli radiačního rizika, s veškerým vnitřním vybavením nepoužitým, v měřítku a uspořádání odpovídajícím skutečným provozovaným závodům.

Ekonomové a energetičtí analytici se neshodnou na tom, jak hodnotit rozhodnutí z roku 1978. Jedni zdůrazňují, že Rakousko vybudovalo robustní elektroenergetiku postavenou na vodních elektrárnách a importu, a jadernou energetiku zkrátka nepotřebuje. Druzí upozorňují, že absence domácí nízkoemisinní výroby nutí Rakousko importovat elektřinu ze závodů v sousedních zemích – jen bez možnosti rozhodovat o jejich bezpečnosti. Zwentendorf na tuto otázku neodpovídá. Jen ji klade vytrvale, z betonu a oceli.

A přitom žije. Školí operátory pro reaktory, které sám nikdy neměl. Natáčejí se v něm filmy o elektrárnách, jež fungují. Drony a roboti trénují v jeho šachtách na havárie, ke kterým v něm samém nikdy nedojde. Je to budova, která svůj osud nikdy nenaplnila a přesto našla způsob jak zůstat užitečná.

This is a conversation space exclusively for subscribers—kind of like a group chat or live hangout. I’ll post questions and updates that come my way, and you can jump into the discussion.

Join chat

How to get started

1. Get the Substack app by clicking this link or the button below. New chat threads won’t be sent sent via email, so turn on push notifications so you don’t miss conversation as it happens. You can also access chat on the web.

Get app

1. Open the app and tap the Chat icon. It looks like two bubbles in the bottom bar, and you’ll see a row for my chat inside.

1. That’s it! Jump into my thread to say hi, and if you have any issues, check out Substack’s FAQ.

EVROPA

▸ Komise sama publikuje pronukleární osvětu: „5 věcí, které byste měli vědět o jádře”. GŘ pro energetiku 19. května vydalo explicitní pronukleární článek: 23,3 % elektřiny v EU pochází z jádra, společně s OZE tvoří 65 % výroby, do 2040 mají dohromady dodávat přes 90 % spotřeby. Největší rétorický obrat Komise za 15 let. → Evropská komise

▸ Komise rozdělila 400 mil. eur na dekarbonizaci vytápění. 22. května Komise udělila granty 400 mil. € evropským projektům na dekarbonizaci výroby tepla. Klíčové pro Česko: teplárenství je v ČR jeden z hlavních uhelných sektorů, dotace na konverzi mohou zrychlit přechod od uhlí. → Evropská komise

▸ Komise zveřejnila přehled národních krizových opatření. 20. května Komise vydala oficiální přehled národních opatření přijatých k ochraně spotřebitelů a průmyslu. Navazuje na květnový katalog a slouží jako podklad pro letní rozhodnutí o struktuře dlouhodobé krizové architektury EU. → Evropská komise

▸ ACER hodnotí, jak zamezit cenovým výkyvům v jihovýchodní Evropě. 22. května Komise zveřejnila zadanou analýzu ACER: v létě 2024 zažila jihovýchodní Evropa dlouhodobé cenové špičky, ACER má posoudit opatření k jejich prevenci. Klíčové pro Maďarsko, Bulharsko, Rumunsko a okrajově i Česko prostřednictvím propojených aukcí. → CEEnergyNews

▸ Polská rozvodna pro jadernou elektrárnu získala environmentální povolení. První polská rozvodna určená výhradně pro příjem výkonu z plánované jaderné elektrárny a přenos do národní sítě prošla environmentálním povolením. Investice zahrnuje stanici o ploše téměř 21 ha, infrastrukturu 400 kV a tři přenosové linky provozované PSE – obdobný proces, kterým Česko prošlo před desetiletími. → CEEnergyNews

▸ Bruegel: navrhovaný Industrial Accelerator Act má fatální vady. Studie z 21. května (García Bercero, McWilliams, Tagliapietra) varuje: IAA musí mít jasné sektorové volby, WTO-safe kritéria a FDI screening, který nezabíjí investice. „Made in EU” požadavky bez výjimek pro spolehlivé partnery jsou v rozporu s mezinárodními závazky EU. Pro Česko relevantní: ocel, cement, baterie i automotive jsou v hlavní cílové skupině IAA. → Bruegel, 21. 5. 2026

▸ Kodaňské fórum (22. 5.) zdůraznilo roli energetické infrastruktury. Vrcholná konference v Kodani potvrdila, že páteřní infrastruktura – kabely, propojky, zásobníky – bude prioritou nového investičního cyklu EU. Pro Česko je to relevantní: v krizi se ukazuje, jak omezené má Česko napojení na zásobníky v Bavorsku a Rakousku. → Evropská komise

ASIE

▸ Indie zdražila pohonné hmoty počtvrté za měsíc. IOC, BPCL a HPCL v pondělí potvrdily čtvrté zvýšení v květnu – kumulativně +8,6 % nafta, +7,8 % benzín. Hormuzská krize odřízla 40 % indického dovozu ropy. → OilPrice

▸ Indická velkoobchodní inflace na 3,5letém maximu – ceny pohonných hmot +25 %. Hormuzský šok přepsal indickou makroekonomiku. Velkoobchodní inflace v dubnu vyletěla nahoru, samotné pohonné hmoty zdražily o 25 % meziročně. Indie tlačí na USA na prodloužení výjimky pro dovoz ruské ropy, který letos dosáhl rekordních objemů. → OilPrice

▸ Čína zvedla maloobchodní strop benzínu a nafty potřetí od počátku konfliktu. Od pátku 22. května se zvedají regulované stropy: benzín o 75 yuanů/t (cca 11 USD), nafta o 70 yuanů/t (10 USD). Čína má víc nástrojů než Indie, ale i tady už se cenový tlak propisuje do koncových cen. → OilPrice

▸ Sinopec: čínská těžba z břidlic +15 % YoY, nový ultra-hluboký plynový region v S’-čchuanu. Sinopec hlásí +15 % nárůst břidlicové produkce v lednu–dubnu 2026, kumulativní těžba na poli Jiyang překročila 2 mil. tun. V S’-čchuanu certifikoval ultra-hluboký plynový region s 235,7 mld. m³ ověřených zásob. Čína zrychluje domácí těžbu. → OilPrice, 25. 5. 2026

▸ Australia zahrne LNG kontrakty do schématu domácí rezervace plynu. Vláda v Canbeře potvrdila, že od července 2027 budou stávající LNG kontrakty podléhat schématu Domestic Gas Reservation. Pro globální LNG trh je to velký signál: ubývá flexibilní nabídka v době, kdy ji svět nejvíc potřebuje. → OilPrice, 25. 5. 2026

▸ Čínská spotřeba benzínu může v roce 2026 klesnout o 5,5 %. GL Consulting předpovídá –5,5 % meziroční pokles spotřeby benzínu v Číně – druhý nejstrmější propad v historii (po pandemickém roce 2022). Kombinace růstu elektromobility a destrukce poptávky vlivem cen. → Bloomberg / GL Consulting

USA

▸ Brent klesl pod 100 USD – nejnižší úroveň za 5 týdnů. V pondělí 25. 5. Brent propadl o 5,5 % na 97,90 USD, WTI o stejných 5,5 % na 91,32 USD. Za celý květen ceny dolů o víc než 16 %. Brent zůstává +36 % nad předválečnou úrovní (~$72 v únoru). Trh reaguje na pokrok v amerických jednáních s Íránem a 10bodový íránský návrh. → Fortune, 24. 5. 2026

▸ Trump: americká blokáda Hormuzu zůstane do podpisu dohody. „Nebudu spěchat s dohodou, která ještě není zcela vyjednaná,” napsal Trump v sobotu na sociálních sítích. Blokáda funguje jako vyjednávací nástroj – přesně to, co se v diplomatickém jazyce nazývá „leverage diplomacy”, tedy diplomacií s pákou. → Fortune

▸ Rubio: USA bude jednat s Íránem „jinak” pokud dohoda nepřijde. Ministr zahraničí 25. května v rozhovoru: pokud Írán nepřistoupí na americké podmínky, USA „to vyřeší jinak”. Trh nervózní – předchozí příměří padla několikrát během dubna a května. Klíčovou otázkou zůstává osud íránského obohaceného uranu. → OilPrice, 25. 5. 2026

▸ Iránské plovoucí zásoby ropy +65 % – signál připravenosti na finální fázi. Americká námořní blokáda donutila Írán nahromadit ropu na tankerech – +65 % oproti předválečné úrovni; 42 mil. barelů aktuálně leží na íránských tankerech v Perském zálivu. To je dvojsečné: zásoba pro případ dlouhého konfliktu, ale také tlak na rychlou dohodu, protože ropu nelze prodat ani transportovat. → OilPrice, 19. 5. 2026

ČESKO

▸ Zásobníky plynu se kvůli Hormuzu plní pomalu. Evropa vstupuje do léta hluboko pod normálem. K 23. květnu byly evropské zásobníky plynu naplněny jen na 37,7 % – o 8,2 p. b. méně než loni a výrazně pod historickým průměrem 50,1 %. Pro Česko po odklonu od ruského plynu zásadní: tuzemský trh je pevně navázán na severozápadní Evropu a LNG terminály. Letošní vtláčecí sezóna bude testem evropské energetické bezpečnosti. → oEnergetice / E15, 25. 5. 2026

▸ Armáda ČR a ČEZ Distribuce: cvičení SAFEGUARD 2026 v Opočínku. V termínu 18.–22. května proběhlo ve výcvikovém prostoru transformovny Opočínek komplexní bezpečnostní cvičení Armády ČR, zaměřené na ochranu a obranu kriticky důležitých energetických objektů – včetně prvků hybridního působení. Symbolické v týdnu, kdy se Hormuzská krize připomenula sama: kritická infrastruktura je první terč. → ČEZ

▸ Forward kontrakty: česká elektřina 2027 na 99,75 EUR/MWh, plyn 39,8 EUR/MWh. Aktuální forward CZ elektřiny pro rok 2027 je 99,75 EUR/MWh, plyn TTF s dodáním v ČR 2027 39,8 EUR/MWh. Rok 2028 už je na 86,1 / 30,8 EUR/MWh – trh sází na to, že Hormuzská krize do dvou let pomine. Cena spotového TTF dnes (27. 5.) je 45,9 EUR/MWh, zlomek z 300 EUR/MWh v roce 2022. → oEnergetice / Energostat

▸ Dukovany směřují k osmdesátiletému provozu: ČEZ kontroluje klíčové technologie 4. bloku. ČEZ v plánované odstávce 4. bloku tento týden kontroluje tlakovou nádobu reaktoru, hlavní cirkulační čerpadla, armatury i vybrané díly turbíny. „Reaktorové nádoby patří mezi komponenty, s jejichž výměnou nepočítáme, proto musíme mít naprostou jistotu o jejich stavu,” říká ředitel divize jaderná energetika Bohdan Zronek. Cílem zůstává provoz do roku 2065. → Tisková zpráva ČEZ, 25. 5. 2026

⚡ VERDIKT TÝDNE – Vítěz & Poražený

🏆VÍTĚZ TÝDNE

USA + Atlantic Basin

Brent klesl pod 100 USD – v pondělí o 5,5 % na 97,90 USD, ve středu WTI o dalších 6 % na 88,30 USD. Americká blokáda Hormuzu drží, Trump řídí trh slovy, Rubio drží hrozbu „jinak”. Asijské trhy zoufalé po ropě platí prémii; US LNG terminály na maximu, Henry Hub stabilní. Tento týden geopolitická páka v praxi.

Brent –5,5 % v pondělí · WTI –6 % ve středu · Pre-war Brent ~$72

→ Fortune, 24. 5. 2026

💀 PORAŽENÝ TÝDNE

Indie

Čtvrté zvýšení cen pohonných hmot za měsíc, +8,6 % nafta, +7,8 % benzín. Velkoobchodní inflace na 3,5letém maximu, pohonné hmoty +25 % meziročně. 40 % indického dovozu ropy přicházelo přes Hormuz; alternativy se nestihly vybudovat. Žádné strategické rezervy úrovně USA či Číny, žádný obranný mechanismus jako u Japonska.

+8,6 % nafta · +25 % YoY · 40 % dovozu odříznuto

→ OilPrice, 25. 5. 2026

🌐 POHLED ZVENKU

▸ Industrial Accelerator Act EU má fatální vady. Bez sektorových voleb a WTO-safe kritérií zabíjí investice. Bruegel v Policy Brief 10/2026 (21. 5.) varuje: navrhovaný IAA s plošnými „Made in EU” požadavky bez výjimek pro spolehlivé partnery je v rozporu s mezinárodními závazky EU. Pro Česko zásadní: ocel, cement, baterie i automotive jsou v primární cílové skupině IAA – a Třinec, Vítkovice i Škoda Auto čelí stejnému tlaku jako německý Thyssenkrupp a Volkswagen. → Bruegel, 21. 5. 2026

Columbia CGEP, New York

▸ Čína má v krizi jiné nástroje než Evropa – a používá je. Analýza z 18. 5.: Čína sice dováží polovinu ropy a třetinu LNG ze stejného regionu jako Asie, ale šest let buduje strategické rezervy, břidlicovou těžbu a domácí solární a elektromobilní ekosystém. „Čína může přežít velkou disrupci, protože se na ni systematicky připravovala deset let,” píší autoři. Lekce pro EU: krize 2022 měla být totéž varování. → Columbia CGEP, 18. 5. 2026

⚑ K SLEDOVÁNÍ PŘÍŠTÍ TÝDEN

⚑ Hormuzský průliv: dohoda do konce května? Rubiovo „dohodneme se jinak” je signál ultimáta. Trh očekává buď podpis dohody do 30. května, nebo eskalaci – Trump má mandát použít sílu. Pokud dohoda padne, Brent může znovu prudce vyletět nad 120 USD. Sledujte Trumpův Truth Social a spotovou cenu Saudi Aramco. → OilPrice, 25. 5. 2026

⚑ Australské LNG stávky: další tlak na světový plynový trh. Stávky na australských LNG terminálech eskalují. Údržbáři UGL zahájili stávku na Woodsidově North West Shelf a Pluto LNG; Offshore Alliance pozastavila plánovanou stávku na Inpex Ichthys LNG (27.–28. 5.) kvůli pokroku v jednáních. Kombinace „Hormuz uzavřen + Austrálie odstavena” by znamenala bezprecedentní šok pro asijský LNG trh – a tím i pro evropské TTF. → OilPrice

4. března 2026 americká jaderná regulační komise NRC jednomyslně schválila stavební povolení pro projekt Kemmerer Unit 1 – první komerční pokročilý jaderný reaktor v USA za více než čtyřicet let. Za projektem stojí TerraPower, firma spoluzaložená Billem Gatesem. Povolení samo o sobě je však jen regulatorním milníkem. Zásadnější je widerší kontext: technologické firmy se v posledních dvou letech staly přímými investory do jaderné energetiky proto, že spolehlivá a bezemisní elektřina v garantovaném objemu je pro jejich byznys provozní nutností, nikoliv dobrovolnou volbou.

Proč technologické firmy potřebují jinou elektřinu než ostatní

Jeden dotaz do generativního AI systému spotřebuje přibližně desetkrát více elektřiny než klasické vyhledávání. Datová centra, která dnes pohánějí trénování a provoz těchto systémů, jsou průmyslové závody s nepřetržitou spotřebou v řádu stovek megawattů – a jejich počet rychle roste. Americké ministerstvo energetiky odhaduje, že globální spotřeba elektřiny může do roku 2050 vzrůst o až 75 procent. Datová centra jen v USA spotřebovala v roce 2023 přibližně 176 TWh – srovnatelné množství jako celá roční spotřeba elektřiny České republiky.

Vede je k tomu zejména potřeba plánovat. Datové centrum může mít smluvní závazky ke cloudové kapacity na léta dopředu – a v každém okamžiku potřebuje vědět, odkud přijde elektřina. Solární panely v noci nevyrábějí, vítr nefouká na povel. Baterie umí vyrovnat výkyvy v řádu hodin, ale zajistit základní zátěž datového centra o výkonu 500 MW po celých 8 760 hodin ročně by vyžadovalo bateriové úložiště o kapacitě, která ekonomicky nedává smysl. Technologičtí investoři se tak začínají spoléhat na vlastní zdroje.

Zároveň mají tyto firmy závazky uhlíkové neutrality. Jaderná elektřina oba požadavky splní najednou: vyrábí nepřetržitě a patří mezi zdroje s nejnižšími emisemi CO2 na kilowatthodinu ze všech dostupných technologií – srovnatelně s větrnou energií, významně lépe než zemní plyn.

Co je reaktor Natrium a jak funguje

TerraPower vyvíjí reaktor čtvrté generace – konkrétně takzvaný sodíkem chlazený rychlý reaktor (sodium-cooled fast reactor). Jméno „Natrium“ je latinský výraz pro sodík, který v tomto designu nahrazuje vodu jako chladivo. Drtivá většina stávajících jaderných elektráren chladí reaktorové jádro vodou – buď v tlakovodním (PWR), nebo varném (BWR) provedení.

Klíčový rozdíl je v tlaku. Tlakovodní reaktor musí udržovat chladivo pod tlakem okolo 150 atmosfér, aby se voda při vysoké teplotě nevařila. Takový tlak klade velké nároky na konstrukční pevnost a zvyšuje riziko havárie při jeho uvolnění. Sodík v reaktoru Natrium pracuje při atmosférickém tlaku. Systém je mechanicky jednodušší a při poruše se chladivo neodpařuje výbušně. Sodík má navíc výbornou schopnost odvádět teplo z aktivní zóny.

Projekt v Kemmerer – formálně označený jako Kemmerer Unit 1 – bude mít jmenovitý výkon 345 MW. Reaktor má však jeden technologický prvek navíc: integrované ukládání energie na bázi roztavených solí. V době nízké poptávky reaktor přebytečné teplo ukládá do nádob s roztavenou solí. Ve špičce – kdy je elektřina nejdražší a nejpotřebnější – tuto energii uvolní a výkon elektrárny dočasně stoupne na 500 MW po dobu více než pěti hodin. Základní reaktor přitom běží na stabilním výkonu celou dobu.

Tradiční výtkou vůči jaderné energetice bývá, že je spolehlivá, ale příliš tuhá – nedá se rychle přizpůsobovat výkyvem poptávky. Kombinace stabilní základní výroby s krátkodobě dispatchovatelnou špičkovou kapacitou tuto výtku částečně vyvrací.

Regulační případ: NRC schválila neklasický reaktor po čtyřiceti letech

Stavební povolení vydané NRC 4. března 2026 je historicky významný dokument: jedná se o první povolení pro komerční nelehkovodní reaktor za více než čtyřicet let. Zároveň jde o vůbec první případ, kdy NRC použila plně rizikově informovanou licenční základnu pro energetický reaktor – tedy hodnocení založené na skutečném fyzikálním riziku konkrétního designu, ne na srovnávání s parametry tlakovodních elektráren ze 70. let.

TerraPower podala žádost v březnu 2024; NRC ji přijala k posouzení v květnu téhož roku a stanovila harmonogram na 27 měsíců. Bezpečnostní hodnocení bylo dokončeno v prosinci 2025 – přibližně osm měsíců před termínem a 11 procent pod stanoveným rozpočtem. Komise hlasovala jednomyslně v březnu 2026.

Reaktor Natrium z nového regulačního rámce daného zákonem NEIMA z roku 2019 profituje konkrétně: jeho pasivní bezpečnostní systémy zajistí bezpečné odstavení i bez aktivního zásahu obsluhy nebo funkčních čerpadel. Podzemní konfigurace reaktoru omezuje dosah případné havárie tak výrazně, že ochranná zóna havarijního plánování má poloměr pouhé čtvrt míle – u klasických reaktorů jde o mnoho kilometrů. To není jen technický detail: elektrárnu lze umístit blíže spotřebitelům, k průmyslovým zónám či přímo k datovým centrům.

Nejaderná příprava staveniště začala v červnu 2024. Formální zahájení jaderné výstavby proběhlo 23. dubna 2026, kdy se na místě sešel tým TerraPower a generálního dodavatele Bechtel. Plánované dokončení výstavby je v roce 2030, zahájení komerčního provozu v roce 2031.

Wyoming: od uhlí k jádru

Kemmerer je malé hornické město na jihozápadě Wyomingu, státu, jehož ekonomika stojí na fosilínch palivech. Bezprostředně vedle staveniště Natrium reaktoru stojí uhelná elektrárna Naughton s výkonem 448 MW, která se přebudovává na zemní plyn. Wyoming přichází o průmyslová pracovní místa a hledá, čím je nahradit.

Natrium reaktor přinese do regionu přibližně 1 600 pracovních míst ve výstavbě a zhruba 250 trvalých pozic v provozu. Pro oblast s několika tisíci obyvateli jsou to čísla, která se počínají. Projekt vzniká doslova vedle odcházejícího uhlí. Přechod od uhlí k pokročilé jaderné energii v jednom uhelném státě může být modelem pro jiné regiony – v USA i jinde. Také ve střední Evropě, kde uhelné komunity hledají smysluplné náhrady.

Co každá firma koupila a za kolik

Skutečný rozsah zájmu velkých technologických firem o jadernou energii se nejlépe vidí na komerčních smlouvách, nikoli na regulačních oznámeních.

TerraPower a Meta oznámily 9. ledna 2026 dohodu o výstavbě až osmi reaktorů Natrium v USA. Meta bude financovat rozvoj projektu a výměnou získá přístup k 2,8 GW stabilní bezemisní elektřiny – s opcí na navýšení až na 4 GW díky integrovanému úložišti. První jednotky mají být spuštěny nejdříve v roce 2032. Jde o největší závazek Mety vůči pokročilé jaderné energetice vůbec.

Microsoft podepsal dvacetiletou smlouvu s Constellation Energy na nákup elektřiny z reaktoru Three Mile Island Unit 1 v Pensylvánii – toho Three Mile Island, kde v roce 1979 proběhla nejhorší jaderná havárie v americké historii. Constellation chce blok znovu spustit do roku 2028 pod novým názvem Crane Clean Energy Center. Cena smlouvy: přibližně 16 miliard dolarů po dobu dvaceti let.

Google uzavřel dohodu s Kairos Power o dodávce 500 MW z malých modulárních reaktorů chlazených fluoridovými solemi. Amazon investoval přes 500 milionů dolarů do X-energy, která vyvíjí plynový reaktor TRISO, a zároveň podepsal smlouvu o odběru 1,9 GW z elektrárny Susquehanna v Pensylvánii. Meta paralelně uzavřela s Constellation Energy dvacetiletou smlouvu na 1,1 GW z jaderné elektrárny Clinton v Illinois.

Technologické firmy celkem podepsaly v průběhu roku 2025 smlouvy na více než 10 GW nové americké jaderné kapacity. To je více než instalovaný jaderný výkon celé Francie. Tato koncentrace poptávky nemá v dějinách jaderného průmyslu obdobu. Tyto firmy přitom platí podstatně více, než je tržní cena elektřiny – analytici investiční banky Jefferies odhadují prémii až na násobky spotové ceny. Nakupují elektřinu, která zatím fyzicky neexistuje, a platí za jistotu dodávky.

Kapacitní faktor: proč na něm záleží

Napříč investicím do jaderné energie investují technologické firmy také do obnovitelných zdrojů – portfolia Google nebo Amazon jsou plná smluv na větrnou a solární elektřinu. Oba typy zdrojů si nevytlačují; slouží různým účelům v rámci energetického mixu.

Klíčovým ukazatelem je takzvaný kapacitní faktor – podíl skutečně vyrobené elektřiny vůči maximálnímu možnému výkonu za rok. Jaderná elektrárna dosáhla v USA v roce 2023 průměrného kapacitního faktoru okolo 92 procent. Solární farma dosahuje průměrně 20–25 procent, větrný park na pevnině 30–40 procent. Pro datové centrum není klíčová jen cena za megawatthodinu, ale přítomnost zdroje v každém okamžiku. Bateriová úložiště mohou krátkodobé výkyvy vyrovnávat, ale zajištění plné základní zátěže v rozsahu stovek megawattů s bateriovými technologiemi dnešní úrovně hospodářsky nedává smysl.

Sodíkové reaktory: co říká historie

Technologie sodíkem chlazených reaktorů není nová. Sovětský svaz, Francie, Japonsko, Velká Británie i USA provozovaly sodíkové rychlé reaktory od 50. let v různých fázích experimentálního a komerčního nasazení. Výsledky byly smíšené.

Francouzský reaktor Superphénix byl po řadě problémů s netěsnostmi sodíkového okruhu definitivně odpojen v roce 1998, aniž by dosáhl plného komerčního provozu. Japonský Monju zůstal po požáru sodíkového okruhu v roce 1995 téměř celou dobu mimo provoz a byl trvale zastaven v roce 2016. Sodík totiž při kontaktu s vodou nebo vzdušnou vlhkostí prudce reaguje – hoří, může explodovat. Primární okruh vyžaduje mimořádně přísná opatření.

TerraPower reaguje argumentem třiceti let pokroku v materiálovém inženýrství a modernizace designu. Klíčová změna: reaktor Natrium je navržen tak, aby se čalší ohřev sodíku při poruše zastavil fyzikálně – bez zásahu obsluhy, bez aktivních čerpadel, pouhou gravitací a teplotními vlastnostmi paliva a chladiva. Pasivní bezpečnost tedy není pouhý seznam bezpečnostních systémů navíc, ale výchozí architektonický princip. NRC tento závěr v rámci přezkumu potvrdila.

Kemmerer Unit 1 nicméně bude prvním komerčním reaktorem tohoto konkrétního designu v provozu. Technické předpoklady lze potvrdit nebo vyvrátit jedině provozními daty. Každý první komerční reaktor jakéhokoli designu byl v tomto smyslu sázkou na inženýrské výpočty.

Co z toho plyne pro Evropu

Poptávka po stabilní bezemisní elektřině pro datová centra není výlučně americký problém. Datová centra v Evropě spotřebovávají přibližně 90 TWh ročně a tento objem roste. Microsoft, Google a Meta mají obrovská evropská datová centra – v Irsku, Švédsku, Nizozemsku a Dánsku. Jejich energetické nároky se promítá do evropské energetické bilance stejnou logikou jako v USA.

Reaktor Natrium vstoupil v dubnu 2025 do britského regulačního procesu Generic Design Assessment, kde ho Úřad pro jaderné regulaci přijal ke Stage 1 přezkumu. Pokud Velká Británie design schválí, mohly by se první reaktory Natrium stavět i na evropské půdě.

Projekt ARDP (Advanced Reactor Demonstration Program), z něhož americká federální vláda investuje do Kemmerer 3,2 miliardy dolarů, státní složku financování samozřejmě obsahuje. Meta přichází jako soukromý odběratel, který projekt finančně kotví. Uspořádání je čitelné: stát financuje demonstraci technologie, soukromý odběratel financuje komerční škálování. Pro Evropu, kde veřejné finance jsou pod tlakem a energetická transformace vyžaduje obrovské investice, jde o uspořádání hodné pozornosti.

Česká republika v tomto kontextu hraje vlastní kartu. Vláda schválila výstavbu čtyř nových jaderných bloků a tendr pro Dukovany přidělila korejskému KHNP. Česká debata se však zatím točí výlučně okolo klasické jaderné energetiky – gigawattové bloky, patnáctiletý horizont výstavby. Svět pokročilých reaktorů s přímou vazbou na soukromé korporátní oděeratele je u nás zatím okrajovým tématem.

Kemmerer jako test pro celé odvětví

Technologické firmy podmínily budoucnost své AI infrastruktury spolehlivou elektřinou. Tato poptávka dává jaderné energetice nové komerční argumenty, které nezávisí na státních dotacích ani klimatické politice. Jde o prostý výpočet: firmy potřebují elektřinu, jaderné elektrárny ji dovedou garantovat, a protože čas znamená peníze, tyto firmy platí prémii, aby ji měly jistou.

Záleží na tom, zda Kemmerer Unit 1 uspěje. Pokud reaktor vstoupí do provozu v roce 2031 bez zásadních problémů a za přijatelné náklady, přesvědčí o životní schopnosti pokročilých reaktorů způsobem, který žádná studie nedá. Pokud projekt narazí na výrazné problémy, dá za pravdu skeptikům, kteří o jaderné energii vždy říkali, že je příliš pomalá a příliš drahá.

Poptávka po stabilní bezemisní elektřině v Evropě roste teď. Datová centra se stavějí teď. A smlouvy, které budou určovat, kdo a jak bude tuto poptávku uspokojovat v příští dekádě, se podepisují teď – nikoliv až po roce 2030.

Impulsy energetiky #19: Merit Order v rozkolísaném světě

Pavel Bartoš

Vítejte u dalších Impulsů energetiky (publikováno se svolením autora, originální text vychází na jeho linkedin profilu ).

Aktuální geopolitická situace na Blízkém východě opět připomíná, jak úzce je propojen svět komodit s naším každodenním životem. Útoky na energetickou infrastrukturu v Kataru a omezení průchodnosti Hormuzského průlivu vyhnaly ceny zemního plynu na evropské burze (TTF) nad hranici 60 EUR/MWh. Proč ale s plynem ruku v ruce zdražuje i elektřina, kterou vyrábíme z jádra nebo slunce? Odpovědí je princip Merit Order.

Téma: Merit Order

Pravidlo Merit Order: Tržní cena elektřiny pro danou časovou jednotku (15 min) je určena náklady posledního (nejdražšího) zdroje, který byl potřeba k uspokojení poptávky. Tento zdroj se nazývá závěrný zdroj.

Když je poptávka nejvyšší, musí se spustit zdroje, jejichž provoz je nejdražší – obvykle plynové elektrárny – kvůli své schopnosti rychlého startu a regulace jsou nezbytné pro vykrývání špiček. Jadernou elektrárnu nerozjedeš za 15 minut. Uhelný blok se nahřívá hodiny. Plynová turbína naskočí téměř okamžitě. Proto se používá k vykrývání přesných špiček spotřeby.

Ekonomické pořadí: Podle Merit Order se zdroje řadí podle nejnižších provozních nákladů.

• OZE (Slunce, vítr): Palivo mají zdarma. Mezní náklady jsou 0.

• Jádro: Palivo je levné, drahá je stavba. Mezní náklady jsou nízké.

• Uhlí: Cena za palivo a drahou emisní povolenku.

• Plyn: Cena za plyn (který je teď kvůli Íránu drahý) a také za emisní povolenky.

Můžeme navázat na minulý díl o německém trhu. Na grafu vidíme, jak se skládají v podzimní den v Německu jednotlivé zdroje na potřebnou výrobu a s tím pluje i rovnovážná, marginální cena. Dopolední peak je částečně krytý solární energií, ale odpolední peak už musí být dorovnán plynem.

Motivace k transformaci: Proč je „nespravedlivý“ zisk žádoucí?

Graf níže ukazuje, že vítr vyrábí za ~8 €/MWh, ale dostává tržní cenu 95 €/MWh — windfall 87 €/MWh na každé megawatthodině. Modrá plocha je ten “dar” od merit order systému, který plynové elektrárny jako marginální výrobce rozdávají všem levnějším zdrojům.

Ačkoliv se může zdát systém jednotné ceny pro všechny výrobce nespravedlivý, jeho podstata je hluboce motivační. Merit Order je navržen tak, aby maximalizoval marži těm, kteří vyrábějí nejlevněji.

Zatímco drahá plynová elektrárna v časech íránské krize pouze pokryje své vysoké náklady na palivo, provozovatel větrného parku nebo jaderného bloku inkasuje v danou chvíli obrovský rozdíl mezi svými téměř nulovými náklady a vysokou tržní cenou. To je tržní signál. Systém tak přirozeně a bez nutnosti přímých státních příkazů tlačí nejdražší (fosilní) zdroje na okraj trhu, dokud nebudou díky dostatku levných alternativ vytlačeny úplně. V tomto smyslu je Merit Order motorem dekarbonizace, který za své palivo používá tržní síly. Tolik teorie!

Teorie vs. Realita: Proč trh reaguje jinak?

Podle učebnicové ekonomie by měl Merit Order v době drahého plynu fungovat jako dokonalý nositel energetické transformace: vysoké ceny elektřiny generují marže nízkonákladovým zdrojům, což má přilákat kapitál do jejich další výstavby. V praxi však vidíme, že tento mechanismus selhává.

• Vražedná kombinace volatility a kanibalizace: Tyto dva faktory tvoří začarovaný kruh. Extrémní výkyvy cen (volatilita) komplikují dlouhodobé plánování. K tomu se přidává efekt kanibalizace – čím více OZE v síti máme, tím hlouběji srážejí ceny v době své nejvyšší produkce. Pro seriózního investora je tak tržní signál nečitelný: vidí sice vysokou průměrnou cenu, ale zároveň ví, že v době, kdy bude jeho elektrárna vyrábět, může být cena na nule.

• Vzestup spekulativního kapitálu: Právě tato nepředvídatelnost vytlačuje z trhu dlouhodobé energetické hráče. Uvolněné místo zaplňují spekulativní investoři. Ti do OZE nevstupují s cílem se dlouhodobě etablovat v energetice, ale hledají rychlou marži z aktuálních cenových špiček. Jakmile se trh nasytí nebo dotace vyschnou, kapitál stáhnou a realizovaný zisk odteče mimo sektor, místo aby sloužil k modernizaci soustavy.

• Regulační a politické riziko: Snahy vlád o zavádění mimořádných daní (Windfall Tax) v době krizí situaci jen zhoršují. Spekulanta krátkodobé zdanění neodradí, ale dlouhodobého investora, který potřebuje vědět, že mu stát uprostřed hry nezmění pravidla, definitivně vyžene.

• Technická omezení zdroje jsou čtvrtým, často přehlíženým faktorem. Přidávat další levné zdroje jednoho typu problém neřeší — nové solární elektrárny budou vyrábět ve stejných hodinách jako ty stávající, když je energie moc. Chybějící energii — v zimních špičkách, v noci, za bezvětří — nedoplní. Trh proto vysílá zdánlivě protichůdné signály: průměrná cena láká k investicím do solárů, ale systém ve skutečnosti zoufale potřebuje flexibilitu a skladování.

Alternativní cesty

Merit order není přírodní zákon — je to designové rozhodnutí. A v době, kdy OZE tvoří třetinu evropské výroby, se stále více ekonomů ptá, zda není čas ho přehodnotit.

• Nejjednodušší alternativa je pay-as-bid: každý výrobce dostane přesně cenu, kterou nabídl. Vítr nabídne 8 €, dostane 8 €. Jenže výrobci rychle přejdou na strategické nabízení — pokud vědí, že trh se “zavírá” na 95 €, nikdo nenabídne za 8 €. Všichni nabídnou 94 €. Výsledná cena se téměř nezmění, jen zmizí transparentnost.

• Rozdělený trh oddělí OZE od konvenčních zdrojů: nízkouhlíkový koš s fixními cenami, fosilní koš s tržní cenou pro špičky. Windfall mizí — ale stát musí neustále administrativně rozhodovat o cenách, což historicky brzdí inovace. Český solární tunel je přímým důsledkem podobné logiky.

• Nodální oceňování zachovává merit order, ale cenu počítá zvlášť pro každý uzel nebo zónu sítě — ne jako jeden celoplošný signál. Výrobce daleko od spotřeby dostane méně, protože přenos něco stojí. Model funguje v USA (PJM, ERCOT) a dává mnohem přesnější a lokálnější investiční signály: baterie, nová vedení i elektrárny se staví tam, kde je to skutečně potřeba. Evropská komise ho zvažuje v rámci reformy 2026. Cena by ale byla obrovská — přestavba celé tržní architektury, na které stojí evropská energetika posledních třicet let.

• Iberský model šel jinou cestou: Španělsko a Portugalsko v krizi 2022 dotovaly plynovým elektrárnám nákup paliva, čímž stlačily jejich mezní náklady a s nimi cenu pro celý trh. Fungovalo to — iberské ceny byly výrazně nižší než ve zbytku Evropy. Ale je to drahé a paradoxní: v době konfliktu v Perském zálivu subvencovat právě ten zdroj, kterého je nedostatek, nedává smysl.

• CFD zůstává aktuálním favoritem EU — ne jako náhrada merit order, ale jako jeho překrytí. Princip je jednoduchý: stát s výrobcem dohodne fixní referenční cenu — pokud tržní cena přesáhne tuto hranici, výrobce vrací rozdíl státu; pokud klesne pod ni, stát rozdíl doplatí. Fyzická efektivita sítě zůstává, vysoký windfall mizí. Ovšem existuje riziko špatně nastavené referenční ceny — jak Česko bolestně poznalo u solárních tarifů. Proto moderní CFD kontrakty používají aukční mechanismus: výrobci mezi sebou soutěží o nejnižší strike price, čímž stát nepřiznává cenu administrativně, ale nechává trh, aby ji odhalil.

Reforma trhu z roku 2023 rozšířila CFD na všechny nové OZE a jaderné projekty. Fundamentální napětí ale zůstává: dokud bude plyn marginálním výrobcem ve špičkových hodinách, bude každý geopolitický šok v Perském zálivu otřásat účty za elektřinu v celé Evropě. Je zřejmé, že tady ještě čeká dost práce.

Novinky

Rok 2025 byl historický tím, že větrná a solární energie poprvé překonaly fosilní paliva v mixu EU (30 % vs. 29 %), což vyvolalo okamžitý tlak na rozvoj sítí a úložišť. Co přinesl zatím rok 2026?

Baterie a velkokapacitní úložiště (BESS)

Tento sektor zažívá největší boom. V roce 2025 instalovala EU rekordních 27,1 GWh nových baterií, přičemž poprvé v historii dominují velké průmyslové systémy (55 %) nad domácími.

• Sungrow & ENEVO Group (Rumunsko): V březnu 2026 podepsal čínský gigant Sungrow s rumunským EPC kontraktorem ENEVO obří kontrakt na 1 GWh úložiště. Projekt je rozdělen do dvou fází (440 MWh do konce roku 2026 a 560 MWh v roce 2027) a využije nejmodernější technologii PowerTitan 2.0. Jde o jeden z největších projektů v jihovýchodní Evropě.

• Terna (Itálie): Italský provozovatel přenosové soustavy v březnu 2026 schválil připojení masivního projektu o kapacitě 500 MW / 3 GWh. Itálie se tak díky ambicióznímu plánu MACSE stává evropským lídrem v tržně orientovaném ukládání energie. MACSE je italský mechanismus pro zadávání kapacit pro skladování elektřiny, který spravuje provozovatel přenosové soustavy Terna. Jeho cílem je podpořit masivní rozvoj velkokapacitních baterií (BESS) a přečerpávacích vodních elektráren pro stabilizaci sítě při přechodu na obnovitelné zdroje.

• Ore Energy & EDF (Francie): V únoru 2026 dokončil startup Ore Energy pro francouzské EDF instalaci unikátního 100hodinového iron-air (železo-vzduch) bateriového systému. Tato technologie míří na tzv. “dlouhodobou akumulaci”, která má řešit týdenní výpadky větru (dunkelflaute).

Rozvoj sítí a “European Grids Package”

Evropská komise pod vedením nového komisaře pro energetiku (Dan Jørgensen) spustila balíček pro modernizaci sítí, který reaguje na 500 GW projektů čekajících ve frontách na připojení.

• ENTSO-E: Aliance operátorů představila v březnu 2026 strategii “First-ready, First-served”. Končí éra, kdy si spekulanti blokovali kapacitu v síti. Nyní musí projekty (včetně českých od ČEPS či distribučních firem) plnit přísné milníky, jinak o rezervaci přijdou.

• Zavedení “tichého souhlasu”: Součástí nové legislativy je revoluční prvek – pokud úřad nerozhodne o povolení pro kritickou infrastrukturu sítě (včetně baterií) v zákonné lhůtě, povolení se považuje za automaticky udělené.

Flexibilita a změny tržních mechanismů

Přesun k reálnému času je jedinou cestou, jak uřídit nestabilní OZE.

• 15minutové obchodní intervaly: Většina evropských denních trhů (Day-Ahead) se definitivně přepnula z hodinových na 15minutové intervaly. To nahrává firmám jako Resacs nebo Nano Energies, které využívají algoritmy a AI k bleskovému obchodování s flexibilitou baterií.

• Projekt BeFLEXIBLE: Probíhající mezinárodní projekt (včetně zapojení operátorů ze Španělska, Německa a Švédska) testuje v prvním kvartálu 2026 společný datový prostor pro flexibilitu. Cílem je, aby distributor (DSO) a přenosová soustava (TSO) viděli stejná data o dostupných bateriích v reálném čase a nedocházelo k protichůdným povelům.

4. Nové trhy a legislativa (Industrial Accelerator Act)

EU se snaží zbavit závislosti na čínských bateriích a technologiích.

• Evropská komise (Industrial Accelerator Act - IAA): Návrh ze 4. března 2026 zavádí pravidlo “Made in EU” pro bateriové systémy nad 1 MWh účastnící se veřejných zakázek. Od roku 2027 budou muset mít tyto systémy i systém správy baterií (BMS) vyrobený v Evropě.

• Vodíkový trh: Evropská vodíková banka vyhlásila třetí produkční aukci s rozpočtem 1,3 miliardy eur — přihlášky se uzavřely 19. února 2026, výsledky se očekávají v létě. Zároveň běží matching platforma propojující výrobce a odběratele nízkouhlíkového vodíku, jejíž první kolo proběhlo na podzim 2025. Elektrolyzéry jako flexibilní odběratelé elektřiny — schopné nakupovat v hodinách přebytku OZE — tak pomalu dostávají tržní rámec, který z nich může udělat klíčový nástroj pro vyrovnávání sítě.

Díky a zase příště!

Téma týdne

Od 28. února drží Íránské revoluční gardy Hormuzský průliv fakticky uzavřený. Průlivem normálně prochází 20 % světového obchodu s ropou a LNG – šéf IEA situaci označil za „největší energetickou výzvu v historii”. Brent se pohybuje kolem 119 USD/barel, TTF vzrostl o 35 %, asijský JKM benchmark o 51 %. Krize rozdělila svět na energetické vítěze a poražené – a hned níže vidíte jak.

🇪🇺

EU paradoxně importuje rekordní množství ruského LNG.

Mezi lednem a dubnem 2026 EU přijala 91 tankerů z Yamal LNG – 98 % veškerého vývozu projektu – celkem za přes 3 mld. £. Hormuzská krize tak posiluje přesně tu závislost, od níž se EU čtyři roky snaží odejít.

→ Wikipedia / Strait of Hormuz crisis

Komise zveřejnila katalog krizových úsporných opatření.

Na neformální Radě pro energetiku v Nikósii (13. 5.) komisař Jørgensen představil soubor národních best practices ke snížení spotřeby plynu a ropy – přímá odezva na krizi navazující na komunikaci AccelerateEU z dubna.

→ Evropská komise

EU Hydrogen Bank: přes 1 mld. eur pro 9 projektů z 58 žádostí.

Projekty v sedmi zemích mají dodat 1,3 mil. t obnovitelného vodíku za desetiletí a instalovat 1,1 GW elektrolýzní kapacity. Německo a Španělsko přidávají dalších 1,7 mld. € z národních fondů.

→ Evropská komise

Švédsko zastavilo stavbu kabelu do Dánska – otevřený spor s EU.

Ministerstvo energetiky 8. května nařídilo Svenska Kraftnät přerušit práce na propojení Konti-Skan Connect kvůli sporu o využití congestion fees v rámci Grids Package. „EU nesmí krást Švédům peníze z elektřiny,” prohlásila ministryně Ebba Busch.

→ The Local DK

Francouzské reaktory se přizpůsobily solárním přebytkům.

Modulace výkonu francouzských reaktorů dosáhla v roce 2025 hodnoty 33 TWh – více než dvojnásobek oproti 15 TWh v roce 2019. Reaktory, které čtyři desetiletí jely v základním zatížení, dnes přizpůsobují výkon slunečním špičkám.

→ PV Magazine

ENTSO-E: datová centra mohou přinutit TSO omezovat obnovitelné zdroje.

Zpráva z 8. května varuje: pokud zákon EU o cloudové infrastruktuře ztrojnásobí trh datových center, přenosoví operátoři budou nuceni omezovat OZE kvůli stabilitě sítě. Bez legislativy datová centra paralyzují přechod na čistou energii.

→ PV Magazine / ENTSO-E

OZE v EU: vítr a slunce poprvé překonaly fosilní zdroje.

Ember potvrdil, že v roce 2025 vítr a slunce dodaly 30 % elektřiny EU oproti 29 % z fosilních paliv – historický první. Plynová výroba přesto vzrostla o 8 % kvůli nízké vodní produkci a zvýšila náklady na dovoz na 32 mld. €.

→ Ember

Asie

Asie nese největší tíhu: 80 % ropy a 90 % LNG z průlivu míří sem.

Japonský JKM benchmark vzrostl o +51 % na 16,02 USD/MMBtu, spotové ceny LNG v Asii celkově +140 %. Japonsko závisí na fosilních importech z 87 %, Jižní Korea z 81 %.

→ EIA

Čína v březnu vyvezla rekordních 68 GW solárních komponent.

Export „nové trojky” (FVE, baterie, EV) vzrostl meziročně o +70 %, samotné baterie na 10 mld. USD za jediný měsíc. Padesát zemí si objednalo rekordní množství čínských solárních komponent.

→ Ember / Electrek

Indie: import solárních panelů v březnu +141 % – 6,6 GW navíc.

Hormuzská krize urychlila přechod Indie na domácí výrobu čisté energie – vláda zrychlila povolování pro větrné elektrárny a bateriová úložiště. Indie je aktuálně nejrychleji rostoucím energetickým trhem čistých technologií.

→ Ember

Japonsko aktivovalo strategické rezervy: 80 milionů barelů.

Japonsko zahájilo 16. března uvolnění rezerv a aktuálně má přibližně 150 dní pokrytí pro domácí spotřebu. Přesto jako největší odběratel katarského LNG čelí strukturálnímu deficitu, který nelze strategickými zásobami překlenout.

→ Atlantic Council

Globální EV flotila ušetřila 1,8 mil. barelů ropy denně v roce 2025.

Odpovídá 13 % americké produkce ropy. Sluneční výroba v roce 2025 vzrostla o 636 TWh – dostatečně na nahrazení veškerého LNG, které normálně prochází Hormuzem (550 TWh ekvivalent).

→ Ember Global Electricity Review 2026

Pákistán jako pozitivní příklad: sázka na levné čínské panely jej ochránila.

Pákistán, který v posledních letech masivně importoval levné čínské panely, platí za energii výrazně méně než okolní státy závislé na drahém LNG. Hormuzská krize jen potvrdila správnost tohoto rozhodnutí.

→ CNN Business

USA

Henry Hub –9 % od uzavření průlivu. TTF +35 %. JKM +51 %.

USA je jediná velká ekonomika, jejíž vnitřní ceny plynu od krize klesají – díky obří domácí produkci a omezené kapacitě pro okamžité navýšení LNG exportu. Asymetrie cen přinesla americkým průmyslovým odběratelům dramatickou konkurenční výhodu oproti Evropanům.

→ EIA

LNG export v březnu: 18,1 Bcf/d – druhé historické maximum.

Terminály jedou na maximální kapacitu. EIA v květnové STEO přidala 2,4 Bcf/d nových kapacit do konce roku 2026 z Golden Pass T1–2 a Corpus Christi Stage 3 T5–7.

→ EIA STEO, květen 2026

Příměří 8. dubna – průliv se pomalu otevírá, plný provoz až 2027.

EIA předpokládá obnovu průchodu lodní dopravy koncem května nebo začátkem června, plný návrat předválečných objemů ale čeká až na konec roku 2026 nebo 2027. Britský kontingent (drony, letouny, fregata) se připojil k ochranné misi.

→ EIA STEO

IEA koordinovala uvolnění 400 milionů barelů – Brent stále na 119 USD.

Uvolnění strategických rezerv ze dne 11. března mělo omezený efekt: cena Brent je stále o 70 % výše než před konfliktem. Saudi Arábie přesměrovává část vývozu přes ropovod Yanbu, ale kapacita je zlomkem normálního průtoku průlivem.

→ Euronews

Česko

ČEZ zdvihl výhled 2026: upravený čistý zisk 30–34 mld. Kč.

Oproti původní prognóze 27–31 mld. Kč. EBITDA stoupá na 107–112 mld. Kč. Důvodem jsou vyšší realizované ceny elektřiny, větší využití uhelných elektráren a zvýšená těžba – krize paradoxně pomáhá diverzifikovanému výrobci.

→ Reuters / Yahoo Finance

ČEZ předprodal 31,9 TWh výroby 2027 za 86 EUR/MWh.

ČEZ předprodal 31,9 TWh výroby 2027 za 86 EUR/MWh. Investiční výdaje v Q1 vzrostly o 130 % meziročně na 15,7 mld. Kč – směřovaly především do bezemisních zdrojů a distribuční sítě.

→ Reuters

Česká inflace v dubnu na 2,5 % – střední Hormuzský šok, ne ruský scénář.

Inflace vzrostla z 1,9 % v březnu na 2,5 % v dubnu – hlavní příčinou jsou vyšší ceny pohonných hmot. Forward TTF pro rok 2027 zůstávají na 35–40 EUR/MWh, zlomek z vrcholu roku 2022 – Česko je tentokrát lépe chráněno.

→ Expats.cz / ČSÚ

ČEZ / Rolls-Royce SMR na Temelíně postoupil do další fáze.

Projekt SMR přechází do fáze příprav souběžně s výstavbou velkých bloků KHNP na Dukovanech (investice přes 19 mld. USD). Cíl: 50–60 % podíl jádra na výrobě elektřiny v ČR do roku 2050.

→ ANS Nuclear Newswire

ČEZ zahájil přípravy na prodloužení provozu Dukovan o 20 let.

Čtyři bloky VVER-440 z let 1985–1987 by mohly fungovat až do poloviny 2040. let. V roce 2024 prošly Dukovany prodloužením palivových cyklů na 16 měsíců – tentýž proces nyní dokončuje Temelín.

→ World Nuclear News

Vítěz týdne

Čína

Zatímco svět horečně hledá náhradu za hormuzský plyn a ropu, Čína dodává rekordní množství solárních panelů, baterií a elektromobilů. Export „nové trojky” vzrostl v březnu o 70 % meziročně – geopolitická krize, kterou Čína nezpůsobila, jí vyrobila největší exportní boom čistých technologií v historii.

Baterie: +70 % YoY · 10 mld. USD · 50 zemí na rekordu

Poražený týdne

Evropská unie

Čtyři roky rétorika o odklonu od ruského plynu. Výsledek? EU nakoupila 91 tankerů z Yamal LNG – 98 % veškerého vývozu projektu za jediné čtyři měsíce. Hormuzská krize přinutila Evropu sáhnout přesně tam, odkud se roky snažila odejít.

91 nákladů Yamal · 98 % vývozu projektu · £3 mld.

Pohled zvenku

Co o evropské energetice říkají ti, kteří na ní nesedí

Chatham House, Londýn

Závazek koupit za 750 mld. USD americké energie ohrožuje diverzifikaci EU víc než Rusko.

Chatham House varuje, že obchodní dohoda EU–USA počítající s nákupem americké energie za 750 mld. USD za tři roky by snížila diverzitu dodavatelů a oslabila vyjednávací pozici EU v geopolitických sporech. Paradoxně: Brusel se zbavil ruské závislosti jen proto, aby se mohl navázat na americkou – a Hormuzská krize tento argument posílila, nikoli vyvrátila.

→ Chatham House, leden 2026

East Asia Forum, Canberra

Asie se na EU dívá jako na zrcadlo svých vlastních selhání: „Jiný konflikt. Stejná dilemata.”

Analytici East Asia Forum upozorňují, že asijské státy sledují EU s obavami z vlastní situace: stejné rozkoly, stejná závislost na fosilních palivech, stejná neschopnost postavit skutečně odolnou energetickou architekturu. Hormuzská krize podle nich ukazuje, že ani EU, ani Asie dosud tuto výzvu nevyřešily – a obě strany to teď dohání.

→ East Asia Forum, 14. května 2026

K sledování příští týden

Evropské zásobníky plynu: 28 % vs. pětiletý průměr 41 %.

Oxford Energy Institute modeluje tři scénáře: průliv otevřen do července (malý dopad), do listopadu (TTF průměr přes 25 USD/MMBtu), nebo celý rok 2026 (TTF nad 40 USD/MMBtu, zásobníky se nedoplní před zimou). Sledujte Gas Infrastructure Europe každé pondělí.

→ Oxford Energy Institute

EU ETS: Komise dokončí přezkum do léta.

Průmysl i Německo tlačí na oslabení nebo prodloužení systému. Analytici varují, že jakékoli oslabení bez náhrady jiných nástrojů ohrozí celý klimatický rámec EU. Rozhodnutí ovlivní investiční výhledy čistých energií na celé desetiletí.

→ Clean Energy Wire

Evropa pod proudem je newsletter se zaměřením na energetiku. Radar je týdenní přehled ověřených novinek.