Článek
Evropské elektroenergetické sítě, které dopravují elektřinu od výrobce ke spotřebiteli, jsou napjaté na obou stranách. Nejen že v některých místech nepřipojí nový výrobní zdroj, ale někde nepřipojí ani zájemce o větší odběr ze sítě, typicky průmyslovou výrobu.
Sítě jsou nyní vystavovány velké zátěži. Jejich přetížení je způsobeno buď příliš velkou poptávkou po energii v určité oblasti, nebo příliš velkým množstvím energie dodávané do sítě, než dokáže zvládnout.
Síte byly totiž navrženy v době, kdy země měly jen několik velkých elektráren se stabilní a regulovatelnou výrobou, převážně plynových, uhelných či jaderných. V posledních letech však přibývaly hlavně obnovitelné zdroje, jejichž výroba je nestálá.
Například Nizozemsko vyrábí 70 procent elektřiny ze solárních a větrných elektráren, což je sice skvělé pro životní prostředí, ale zároveň zdroje vytváří větší tlak na kapacitu sítí. Více než polovinu produkce elektřiny obstarají obnovitelné zdroje také ve Španělsku. Obě země už mají kapacitu sítě zcela vyčerpanou a připojování nových zdrojů i větších odběrů je problém. Aktuální čekací doba na připojení nového zdroje v Nizozemsku a ve Španělsku je pět let.
„Tento problém velmi prakticky ukazuje, že dekarbonizace a elektrifikace mají určité limitní tempo při jehož překročení řádově rostou náklady a klesá efektivita investic do dekarbonizace,“ popisuje Michal Macenauer, ředitel strategie poradenské společnosti EGU.
V Česku není situace sice až tak kritická, ale přetížená místa se v ní také objevují. Dříve bylo problematické připojování menších výrobních zdrojů, hlavně fotovoltaik, ale nyní už distributoři škrtí i možnosti připojení samotných odběrů.
Španělský a Nizozemský model však s tím českým nemají stejného jmenovatele. Zatímco tam většinu kapacity zabírají obnovitelné zdroje, v Česku ji zabookovali spekulanti.
Některé firmy si totiž už dopředu zamluví kapacitu v distribuční síti v době, kdy ještě pro projekt například solární elektrárny nemá ani schválenou změnu územního plánu či jiné povolení. Když ale u distributora o připojení požádá, distributor jeho žádost musí posoudit. To může trvat poměrně dlouho, ale kapacita v síti je už papírově zamluvena. a nezbývá na další.
Další a další zdroje zvyšují tlak na další investice do distribuční sítě, aby vše zvládla. Tyto náklady však nezaplatí přímo ten, kdo je vyvolá, ale rozloží se mezi všechny spotřebitele, kteří náklady na investice platí v distribučních poplatcích v cenách elektřiny.
„Investice do distribuce nemohou být libovolně navyšovány, protože by to mělo výrazný dopad do cenové úrovně. Nyní indikovaná potřeba navýšení pro nadcházející desetiletí o přibližně 25 až 33 procent je horní mezí co je možno ještě z pohledu spotřebitelů akceptovat,“ říká Macenauer.
Například na území společnosti ČEZ Distribuce, tedy na severu Čech a Moravy už jsou místa, kde se musí připojování nových odběrů na vysokých napěťových hladinách omezovat. Nejhorší je situace na Mladoboleslavsku.
„Existují lokality, kde jsme byli kvůli enormnímu počtu žádostí a blokací rezervované kapacity spekulativními žádostmi nuceni žádosti investorů zamítat, omezovat požadované hodnoty příkonu nebo nabízet delší termíny na připojení,“ říká mluvčí ČEZ Distribuce Soňa Holingerová.
Na území největšího distributora elektřiny v Česku je problematická celá řada oblastí. Omezení dalšího připojování vysokého napětí kvůli vyčerpané kapacitě v síti je nejen v regionu Mladé Boleslavi, ale také kole Mělníka, Nymburka, Poděbrad, Kutné Hory, Pardubic, Chrudimi, Trutnova, Jablonce nad Nisou, Kadaně, Klášterce nad Ohří, Vejprt, Chomutova i okolí Prahy, jako jsou Zdice, Říčany a Benešov.
Na Moravě jsou postižené oblasti Přerova, Vsetína, Rožnova pod Radhoštěm nebo Velkých Karlovic.
Mapa volné a zabrané kapacity pro připojování odběru v území ČEZ Distribuce. V zelených místech je v síti volno, žlutá značí, že připojování může být omezeno, v oranžových oblastech distributor nový zdroj či velkoodběr nepřipojí, kapacita sítě je vyčerpána.
To je stav z letošního května, ale situace se neustále mění podle žádostí, které investoři podávají. Dostupnost kapacity se mění podle jejich počtu a stavu zpracování.
V dalších místech je připojení možné, ale třeba pouze s nižším příkonem. „Distributor má podle legislativy povinnost žádosti posuzovat, ale v případě nedostatečné kapacity může připojení odmítnout nebo podmínit úpravou distribuční soustavy,“ říká Holingerová. Žadatel tedy musí čekat, až budou „dráty“ posíleny.
Kapacitní omezení se objevují jen lokálně, nikoli plošně. „Typicky v průmyslových regionech, rychle se rozvíjejících oblastech, uzlech s vysokou koncentrací odběru nebo výroby,“ popisuje Holingerová.
Do budoucna však může případů přibývat. „Bude silně záviset na překotnosti elektrifikace a požadavcích na připojování nových zdrojů. Doufejme, že se vlna naivity už převalila,“ říká Macenauer.
Změna v platbách uleví síti
Změnu by mohla přinést nová tarifní struktura, tedy způsob, jakým se účtuje regulovaná složka ceny elektřiny (poplatky za distribuci a přenos elektřiny). Nové platby by měli více odrážet to, jak moc síť zatěžují ti, kteří mají velký odběr.
„Odhadujeme, že se díky změnám uvolní až 3 300 MW příkonu, což představuje zhruba patnáct procent z celkové kapacity soustav. Jde o příkon, který dnes někteří odběratelé blokují na úkor ostatních, i když ho nevyužívají,“ říká předseda ERÚ Jan Šefránek.
Nová tarifní struktura pro odběratele u vysokého a velmi vysokého napětí má začít platit od ledna 2027. „Pokud se budou sítě využívat efektivně, vyhneme se zbytečným investicím, které následně všichni hradíme v regulovaných platbách. Ušetřit tak můžeme dvě až tři miliardy korun ročně,“ dodává Šefránek.
Macenauer se ale domnívá, že efekt nebude tak výrazný, jak očekává Energetický regulační úřad. „Jistě to pomůže. Je to krok správným směrem, a to přinejmenším jako signál pro budoucnost. K podobné změně by mělo dojít velmi rychle i na maloodběru,“ říká Macenauer.
Změna tarifní struktury se v dostupnosti připojování výroben a odběrů nemusí projevit okamžitě, některé její dopady síť pocítí až odstupem. „První pozitivní dopady by měly být patrné už během roku 2027, ale podstatnější efekt se bude pravděpodobně rozvíjet postupně v letech 2027 až 2028, podle toho, jak rychle odběratelé optimalizují – tedy sníží – rezervovaný příkon, jak rychle distributoři promítnou změny do připojovacích možností a zda v daném místě nejde o čistě technické omezení sítě,“ říká předseda Svazu energetiky Josef Kotrba.
