Evropská energetika začíná narážet na důsledek vlastního úspěchu. Solární a větrné elektrárny dodávají stále větší množství levné elektřiny, často ale v době, kdy ji domácnosti a průmysl nepotřebují nebo kdy ji přetížená síť nedokáže dopravit k odběratelům. Výsledkem jsou záporné velkoobchodní ceny, omezování výroby a rostoucí nejistota pro investory do obnovitelných zdrojů.
Podle Mezinárodní energetické agentury bylo v Evropské unii během roku 2024 omezeno více než deset terawatthodin přebytečné obnovitelné elektřiny. Takové množství by přibližně pokrylo roční spotřebu tří milionů domácností. Nejde jen o nedostatek baterií. Příčinou jsou také slabá přeshraniční propojení, lokální přetížení sítí, pomalé povolování infrastruktury a spotřeba, která nedokáže pružně reagovat na okamžitou nabídku.
Zároveň rychle roste podíl elektřiny vyráběné z počasím závislých zdrojů. Obnovitelné zdroje v roce 2024 pokryly podle Eurostatu 47,5 procenta hrubé spotřeby elektřiny v Unii. V prvním čtvrtletí letošního roku vytvořily 45,5 procenta veškeré vyrobené elektřiny.
Z 55 na 200 gigawattů
Evropská komise odhaduje, že energetický systém bude v roce 2030 potřebovat úložiště o výkonu přibližně 200 GW. Na začátku letošního roku jich měl kolem 55 GW. K dosažení odhadované potřeby by se tak instalovaný výkon musel zvýšit více než trojnásobně, přesněji přibližně 3,6krát.
Současné číslo zahrnuje různé technologie a nelze je zaměňovat pouze s lithiovými bateriemi. Významnou část evropského výkonu stále tvoří přečerpávací vodní elektrárny, které dokážou uchovávat velké množství energie po delší dobu.
První evropská trojstranná dohoda o ukládání energie, podepsaná 26. června, spojila Evropskou komisi, vlády 22 členských států, finanční instituce, energetické společnosti, výrobce technologií a velké průmyslové odběratele.
Dokument stanovuje, že by Evropa měla mezi lety 2026 a 2028 instalovat přibližně 45 GW nových úložišť. Roční tempo výstavby má být nejméně o pětinu vyšší než v roce 2025, kdy dosáhlo přibližně 12 GW. Úložiště mají na konci období pokrývat asi deset procent špičkové poptávky, dvojnásobek proti roku 2025.
Konkrétní národní přísliby jsou zatím nižší a podle Euronews dosahují přibližně 30 až 35 GW. Zavázalo se 17 zemí, dalších pět má vlastní čísla předložit později. Problémem je také srovnatelnost údajů: některé státy uvádějí výkon v megawattech, jiné energetickou kapacitu v megawatthodinách a část závazků má odlišný časový horizont.
Dohoda navíc není právně závazná. Její text výslovně uvádí, že jednotlivé přísliby nevytvářejí signatářům právní povinnost. Evropská unie tak má směr a soubor dobrovolných závazků, nikoli vymahatelný plán, který by zaručoval dosažení 200 GW.
Baterie zlevnily, pravidla zaostávají
Ekonomika bateriových úložišť se během posledních patnácti let dramaticky změnila. Podle Mezinárodní agentury pro obnovitelné zdroje IRENA klesly náklady na kompletní velkokapacitní bateriové systémy mezi lety 2010 a 2024 o 93 procent, z 2571 na 192 dolarů za kilowatthodinu.
Evropa v roce 2024 instalovala podle SolarPower Europe bateriové systémy s energetickou kapacitou 21,9 GWh. Celkový evropský bateriový park tím dosáhl 61,1 GWh. Šlo o jedenáctý rekordní rok v řadě, meziroční růst trhu ale zpomalil na 15 procent.
Trojstranná dohoda počítá s růstem baterií v komerčním a průmyslovém sektoru z devíti GWh v roce 2026 na 24 GWh v roce 2028. Objem dlouhodobých smluv na dodávky elektřiny propojených s úložišti se má zvýšit z 1,5 na 4,5 GW. Průmyslové tepelné zásobníky mají vzrůst z 0,5 na 1,5 GWh.
Technologie a pořizovací cena proto přestávají být jedinou překážkou. Bateriové projekty narážejí na dlouhé fronty při připojování k síti, nejasné regulatorní postavení a nevhodně nastavené poplatky.
V některých zemích jsou baterie považovány současně za spotřebitele i výrobce. Za použití sítě tak mohou platit při nabíjení i při následném dodání elektřiny zpět do soustavy. Trh jim zároveň nemusí dostatečně zaplatit všechny služby, které poskytují: vyrovnávání soustavy, držení rezervy, přesun elektřiny mezi hodinami nebo snižování lokálního přetížení.
Záporné ceny nejsou měřítkem vyhozené elektřiny
V prvním čtvrtletí roku 2026 zaznamenaly evropské denní trhy v součtu 1223 výskytů hodin se zápornou cenou, více než dvojnásobek proti stejnému období předchozího roku. Vyplývá to z analýzy dat ENTSO-E, kterou zveřejnil PV Magazine.
Číslo je však součtem za jednotlivé obchodní zóny. Španělsko samo zaznamenalo 347 záporných hodin a Portugalsko 294. Stejná hodina se tak může do evropského součtu započítat několikrát, pokud byly ceny záporné současně ve více zemích.
Záporná cena navíc automaticky neznamená, že byla elektřina fyzicky vyhozena. Vzniká ve chvíli, kdy jsou někteří výrobci ochotni platit za odběr elektřiny, protože omezení nebo odstavení zdroje by pro ně bylo ještě dražší. Roli mohou hrát také smlouvy, dotace navázané na výrobu, technické limity elektráren a nepřesnost předpovědí.
Skutečné omezování výroby nastává tehdy, když provozovatel sítě nebo samotný výrobce výkon elektrárny sníží. Důvodem může být přetížení vedení, ohrožení stability soustavy nebo nabídka, kterou nelze spotřebovat, uložit ani vyvézt.
Záporné ceny a omezování výroby jsou tedy různé jevy. Oba ale ukazují stejný problém: výstavba solárních a větrných elektráren postupuje rychleji než rozvoj flexibility, sítí a spotřeby schopné reagovat na nízké ceny.
Ani miliony baterií nenahradí vedení
Baterie jsou velmi účinné při přesunu elektřiny z poledního solárního přebytku do večerní špičky. Dokážou během zlomků sekundy reagovat na změny frekvence a jejich výstavba trvá kratší dobu než stavba vysokonapěťového vedení nebo přečerpávací elektrárny.
Jejich ekonomika se ale zhoršuje s rostoucí délkou skladování. Čtyřhodinová baterie může dobře vyrovnávat průběh jednoho dne, ale nevyřeší několikadenní období bez větru ani sezonní rozdíl mezi letní solární výrobou a zimní spotřebou.
Evropa proto potřebuje kombinaci krátkodobých baterií, přečerpávacích elektráren, tepelných zásobníků, posílených přeshraničních vedení a pružné spotřeby. Elektromobily mohou nabíjet v hodinách přebytku, tepelná čerpadla předehřát budovy nebo zásobníky vody a průmyslové provozy přesunout část výroby do levnějších částí dne.
Právě větší flexibilitu spotřeby označuje Mezinárodní energetická agentura za jeden z nejlevnějších způsobů, jak snížit náklady soustavy. Řízená poptávka může pomoci využít existující elektrárny a sítě efektivněji, aniž by každou špičku musela řešit nová výrobní kapacita.
Tlak na síť přitom poroste kvůli elektrifikaci dopravy, vytápění a průmyslu i kvůli novým datovým centrům. Výsledkem nebude trvalý přebytek elektřiny. Stále častěji se budou střídat hodiny s mimořádně levnou energií a období, kdy bude výkonu naopak nedostatek.
Evropa tedy nemá problém s příliš velkým množstvím čisté elektřiny v ročním součtu. Má problém s tím, že ji vyrábí na jiném místě a v jinou hodinu, než kdy ji potřebuje. Baterie dokážou část tohoto rozdílu překlenout. Bez rychlejší výstavby sítí, lepšího propojení států a odměňování pružné spotřeby ale zůstanou pouze jednou částí mnohem větší přestavby energetiky.