Britská offshore farma s výkonem Temelína vyrábí zlomek slibovaného

Na pobřeží Skotska stojí větrná farma Sreen — offshore instalace s instalovaným výkonem 1 000 MW. To odpovídá výkonu jednoho bloku Jaderné elektrárny Temelín. Jenže srovnání výkonu a skutečné výroby jsou dvě zcela odlišné věci.

Kapacitní faktor farmy Sreen dosahuje pouhých 16,4 %. Na offshore lokalitě, kde by minimální přijatelná hodnota měla být alespoň 40 %, je to výsledek, který analytici označují jako katastrofální. Teoretická roční výroba by při správném fungování činila 4,4 TWh. Skutečná výroba dosahuje jen 1,5 TWh ročně — zhruba třetiny předpokládané hodnoty. Zbylé dvě třetiny kapacity se prostě nevyrobí.

Větrníky stojí, i když fouká — přenosová soustava nestačí

Příčina nízké výroby není v absenci větru, ale v nedostatečné kapacitě přenosové sítě. Skotsko disponuje výbornými podmínkami pro větrnou energetiku — hustota osídlení je nízká, odpor veřejnosti minimální, vítr vydatný. Problém je ovšem strukturální: výroba je soustředěna na severu, zatímco spotřeba průmyslu i domácností leží na jihu — poblíž Manchesteru a Londýna.

Přenosové linky z jihu Skotska přes Anglii do spotřebních center nemají dostatečnou kapacitu. Když na severu silně fouká, elektřina nemá kudy téct. Přetížení linek hrozí destabilizací celé sítě. Dispečer přenosové soustavy proto musí zasáhnout: větrné farmy na severu vypíná a zároveň na jihu startuje záložní zdroje — plynovky, biomasové elektrárny nebo bateriové systémy.

Data z konce roku 2023 a roku 2024 ukazují dny, kdy farma Sreen zcela stála — přestože vítr foukal dostatečně. Kumulativní křivka výroby od spuštění elektrárny jasně dokládá, že od podzimu 2023 objem zmařené energie každý měsíc narůstá.

Největší problémové farmy a rozsah krácení ve Skotsku

Sreen není osamělým případem. Analýza britského trhu identifikuje několik větrných farem s nejvyšším podílem krácené výroby:

  • Sreen — 1 000 MW, kapacitní faktor 16,4 %, jedna z nejhorších v kategorii offshore
  • Viking — velká onshore farma ve Skotsku, vysoký podíl krácení
  • Moray West a Moray East — kapacitní faktory kolem 20–23 %, krácení přes 40 %
  • Gordon Bush — menší farma, vysoký procentuální podíl krácení

Celkový objem zmařené energie za rok 2025 dosáhl podle analýzy společnosti Montel 10 TWh. Toto číslo odpovídá roční spotřebě všech londýnských domácností. Síť řekla ne elektřině, která mohla zásobovat celý Londýn.

Krácení větrníků: platíš za nevýrobu

Mechanismus kompenzací funguje takto: provozovatel přenosové soustavy vydá pokyn k vypnutí větrné farmy. Farma zastaví výrobu. A vzápětí obdrží platbu za nevyrobenou elektřinu — včetně provozní dotace, na niž má smluvní nárok.

Jde o náklady, při nichž nevzniká žádná elektřina, žádná hodnota, žádný produkt. Pouze řízení sítě a administrativa. Za rok 2025 stálo samotné vypínání větrníků ve Skotsku přibližně 10 miliard Kč (v přepočtu z liber).

Přesto nejde o největší složku nákladů. Tou je opačný proces — zapínání záložních zdrojů na jihu. Protože trh day-ahead nepočítal s rozsahem krácení na severu, plynovky a další zdroje na jihu se do obchodování na denním trhu vůbec nedostaly. Systémový operátor je musí aktivovat mimo trh, za mimořádné ceny z vyrovnávacího trhu.

Tato položka dosáhla za rok 2025 hodnoty 25 až 28 miliard Kč.

40 miliard Kč ročně: cena za nestabilitu sítě

Součet obou složek — kompenzace za vypnuté větrníky na severu a platby za záložní zdroje na jihu — tvoří celkové náklady na redispečink britské přenosové soustavy. Za rok 2025 tato částka dosáhla téměř 40 miliard Kč.

Tato suma nevytváří žádnou novou elektřinu, nesnižuje emise, nestaví žádnou infrastrukturu. Je to čistý provozní náklad na udržení stability soustavy v podmínkách, pro které nebyla dimenzována.

Pro srovnání: nový jaderný reaktor typu EPR vychází přibližně na 200–300 miliard Kč. Při každoroční investici 40 miliard do redispečinku by za 7 až 8 let vzniklo dostatečné financování pro nový reaktorový blok — který by pak elektřinu skutečně dodával.

Propojky jako řešení — ale za jakou cenu a kdy?

Technickým řešením je rozšíření přenosové kapacity mezi Skotskem a Anglií. Plánovaná výstavba HVDC (vysokonapěťových stejnosměrných) linek existuje — projekty jsou ve fázi přípravy nebo povolování. Stovky kilometrů podmořských a podzemních kabelů, rozsáhlé investiční a administrativní požadavky.

Celkové náklady na dostatečné propojení se pohybují v řádu bilionů korun. A i při optimistickém průběhu povolení a výstavby půjde o záležitost nejméně deseti až patnácti let. Do té doby náklady na redispečink porostou — s každou novou větrnou farmou, která přibude do skotské sítě bez odpovídající přenosové kapacity.

Bateriové systémy (BESS) a přečerpávací vodní elektrárny ve Skotsku mohou zmírnit lokální výkyvy a zlepšit skotskou energetickou bilanci. Nemohou však vyřešit fundamentální problém: průmyslová spotřeba zůstane u Manchesteru a Londýna, ne ve Skotsku.

Sebekriticismus trhu: samokrácení jako budoucí dominanta

Vedle dispečerského krácení existuje druhý typ: samokrácení ze strany provozovatelů farem. Nastává, když jsou tržní ceny elektřiny nulové nebo záporné a farma nemá smlouvu CFD (Contract for Difference), která by garantovala příjem bez ohledu na tržní cenu.

Za rok 2025 bylo samokrácení zanedbatelné — pod úrovní 100 GWh. Britské energetické modely ovšem předpokládají, že do roku 2030 začne samokrácení prudce narůstat a kolem roku 2035 by mohlo dosáhnout 40 až 50 TWh ročně — čímž by předstihlo samotné dispečerské krácení.

To by znamenalo, že drtivá většina investic do nových větrných farem by nevytvářela ekonomicky realizovatelnou elektřinu bez masivní provozní dotace. Scénář by byl udržitelný pouze tehdy, pokud by britská vláda garantovala provozní podporu v objemech bez historické analogie — nebo pokud by se rozvinul trh se zeleným vodíkem, který by přebytkovou elektřinu absorboval. Obě podmínky analytici považují za krajně optimistické.

Britský příběh jako zrcadlo německého experimentu

Britská situace kopíruje německý problém s přenosem větrné elektřiny ze severu na jih. Výroba je fyzicky oddělena od spotřeby a sítě tento rozdíl nedokáží překlenout. Výsledkem jsou rostoucí systémové náklady, klesající efektivita investic do obnovitelných zdrojů a zvyšující se závislost na záložních zdrojích — především na zemním plynu.

Britové dováží zemní plyn, aby kompenzovali výpadky větrné výroby způsobené nikoliv absencí větru, ale absencí přenosové kapacity. Offshore farmy stojí — a platí se za to, že stojí. Plynovky jedou — a platí se za to, že jedou mimo plán.

Analýza ukazuje, že energetická transformace bez souběžné modernizace přenosové infrastruktury nevede k nižším emisím ani k levnější elektřině. Vede k vyšším systémovým nákladům, které se skrývají v položce „systémové služby" a jejichž výše odpovídá financování nové jaderné kapacity.