Velká Británie chystá krizové scénáře: Rostoucí podíl OZE zvyšuje tlak na modernizaci i náklady na stabilizaci celé energetické soustavy. (Ilustrační foto)

Britský energetický systém se stále častěji dostává do paradoxní situace, kdy v některých hodinách vyrábí příliš mnoho elektřiny z větrných a solárních elektráren, zatímco jindy musí země draze spoléhat na plynové elektrárny. Rostoucí podíl obnovitelných zdrojů tak nevytváří pouze tlak na modernizaci přenosové soustavy, ale zároveň zvyšuje náklady na stabilizaci celé sítě.

Debata o budoucnosti britské energetiky se proto stále více přesouvá od samotné výroby elektřiny k otázce infrastruktury, skladování energie a celkových systémových nákladů.
Velká Británie v posledních letech výrazně rozšířila instalovaný výkon obnovitelných zdrojů. Země dnes disponuje přibližně 32 gigawatty větrných elektráren a dalších 22 gigawatty solárních zdrojů.

Celková průměrná spotřeba elektřiny v Británii se přitom pohybuje kolem 37 gigawattů. V určitých obdobích – zejména během slunečných a větrných letních dnů – může výroba z obnovitelných zdrojů převyšovat okamžitou poptávku po elektřině.

Provozovatel britské přenosové soustavy NESO (National Energy System Operator) proto připravuje krizové scénáře pro situace, kdy síť nebude schopna absorbovat přebytečnou energii.
Hlavním problémem není samotná výroba elektřiny, ale její přenos. Velká část větrných elektráren se nachází ve Skotsku a na pobřeží Severního moře, zatímco největší spotřeba je soustředěna v jižní Anglii.

Přenosová infrastruktura však není schopna v některých obdobích převést veškerou dostupnou energii na jih země. Když síť dosáhne technických limitů, musí NESO část výrobců požádat o omezení produkce.

Takzvané „constraint payments“ – platby za omezení výroby – se staly významnou položkou britského energetického systému. Podle údajů NESO a energetických analytiků dosáhly celkové náklady na vyrovnávání sítě v účetním roce 2024/2025 přibližně 2,7 miliardy liber. Z toho značnou část tvořily právě kompenzace větrným elektrárnám za nevyráběnou energii a zároveň náklady na spuštění plynových elektráren v jiných částech země.

Období, kdy elektrická síť nebyla schopna přenášet elektřinu z větrných elektráren, stála v roce 2025 na kompenzacích vyplacených jejich provozovatelům za tato omezení přibližně 380 milionů liber. Další více než jednu miliardu liber stál provoz plynových elektráren, které musely na jihu Anglie nahradit nedostupnou odstavenou výrobu elektřiny ze severu.

Dalším problémem je rostoucí množství malých solárních instalací na střechách domácností. Tyto systémy jsou připojeny přímo do lokálních distribučních sítí a centrální operátor nad nimi má jen omezenou kontrolu. V období silného slunečního svitu tak mohou do sítě dodávat velké množství energie bez možnosti rychlé regulace.

Teoretickým řešením by bylo masivní rozšíření bateriových úložišť nebo jiných forem skladování energie. Současná kapacita bateriových úložišť odpovídá zhruba 12,9 gigawatthodinám, což by při průměrné spotřebě pokrylo britskou poptávku po elektřině jen asi na 20 minut.

Přestože se kapacita úložišť postupně zvyšuje, stále zůstává výrazně nižší než tempo výstavby nových větrných a solárních elektráren. Takový stav je logickým důsledkem faktu, že ekonomika skladování energie navíc zatím není příznivá. Výstavba a provoz velkých bateriových systémů je velmi drahá a náklady na uskladnění elektřiny mohou během životnosti baterky několikanásobně převýšit samotné výrobní náklady elektřiny.

Z tohoto důvodu zůstávají plynové elektrárny i nadále klíčovým stabilizačním prvkem britské energetiky. To zároveň vytváří další ekonomický paradox. Čím méně jsou plynové elektrárny využívány, tím dražší je jejich provoz v době, kdy jsou skutečně potřeba. Provozovatelé totiž musejí financovat údržbu, personál i návratnost investic bez ohledu na počet provozních hodin.

Náklady se tak rozpočítávají na menší objem vyrobené elektřiny, což zvyšuje cenu energie v kritických obdobích. Britský trh s elektřinou je navíc nastaven tak, že cenu elektřiny často určuje nejdražší právě využívaný zdroj – obvykle plyn. Přestože obnovitelné zdroje vyrábějí levněji, výsledná velkoobchodní cena elektřiny nadále bývá silně ovlivněna cenami plynu.

V roce 2023 určoval plyn cenu britské elektřiny přibližně v 98 % času, což bylo nejvíce v Evropě.

Při větším rozvoji obnovitelných zdrojů energie rostou významně náklady na provoz přenosové sítě, vyrovnávání soustavy a záložní zdroje.

Zastánci obnovitelných zdrojů argumentují, že bez větrné a solární energie by byly britské účty za energie ještě vyšší. Analýzy skutečně ukazují, že vyšší podíl obnovitelných zdrojů může snižovat velkoobchodní ceny elektřiny, ale pouze při nízké až střední penetraci trhu.

Při větším rozvoji obnovitelných zdrojů energie rostou významně náklady na provoz přenosové sítě, vyrovnávání soustavy a záložní zdroje.

Britská vláda mezitím pokračuje v ambiciózní strategii rychlé dekarbonizace energetiky a plánuje do roku 2030 dále výrazně zvýšit podíl obnovitelných zdrojů, rozšířit offshore větrné farmy a omezit vydávání nových licencí na těžbu ropy a plynu v Severním moři.

Kritici však upozorňují, že britská energetická politika často postupuje rychleji ve výstavbě nových obnovitelných zdrojů než v budování infrastruktury potřebné pro jejich efektivní fungování. Země investovala miliardy liber do větrných a solárních elektráren, ale přenosová soustava, skladování energie i záložní kapacity zůstávají nedostatečné.

Výsledkem je systém, který musí stále častěji platit za vypínání části výroby a zároveň draze udržovat plynové elektrárny pro období bez větru a slunce. Britská zkušenost tak ukazuje, že energetická transformace není pouze otázkou instalovaného výkonu obnovitelných zdrojů, ale především schopnosti vytvořit stabilní, flexibilní a ekonomicky udržitelný energetický systém. (mar)