Evropské energetické síti hrozí při extrémním počasí kolaps. Pomoci mají investice do záložních zdrojů

Elektřiny můžeme mít v průběhu roku dostatek ale přesto se během několika zimních dnů můžeme dostat do kritické situace. Nová studie publikovaná v časopise Nature Sustainability ukazuje, že při souběhu nízké výroby větrných a solárních elektráren s vysokou spotřebou může v evropské soustavě vzniknout značný nedostatek výkonu. Řešením přitom nemusí být další tisíce hodin provozu běžných elektráren, ale především dostatečná kapacita zdrojů, které většinu roku téměř stojí a nastupují až ve chvíli největší nouze.
Evropská energetika se může dostat do paradoxní situace. Solární a větrné elektrárny budou během roku vyrábět obrovské množství elektřiny, baterie budou pomáhat vyrovnávat denní výkyvy a propojené evropské sítě umožní přelévat elektřinu mezi jednotlivými oblastmi. Přesto může přijít několik zimních dnů, kdy bude elektřiny najednou velmi málo.
Studie Aleksandera Grochowicze, Hannah C. Bloomfield a Marty Victoria, publikovaná v červenci 2026 v časopise Nature Sustainability, ukazuje, že právě krátké epizody mimořádného zatížení mohou být pro budoucí evropskou soustavu jedním z největších problémů. Autoři prozkoumali 80 let evropského počasí, od roku 1941 do roku 2021, a sledovali, co by jednotlivé meteorologické podmínky znamenaly pro evropskou bezemisní elektroenergetiku.
Výzkumníci přitom nepoužili jednoduchý model založený na průměrné výrobě. Evropskou elektroenergetickou soustavu simulovali pomocí otevřeného modelu PyPSA-Eur v hodinovém rozlišení, který rozděluje evropskou přenosovou síť do 90 modelových oblastí.Do výpočtů vložili skutečná historická meteorologická data ERA5 a sledovali výrobu z obnovitelných zdrojů i spotřebu elektřiny závislou na teplotě. Celý výpočetní experiment byl natolik náročný, že pro zpracování 80 let dat bylo zapotřebí přibližně 60 GB operační paměti a jeden běh modelu zabral přibližně 240 hodin výpočetního času na vysoce výkonném počítači.
Když se chlad potká s bezvětřím
Výsledek ukazuje, že největší problém nevzniká jednoduše tehdy, když nefouká nebo když nesvítí slunce. Kritická situace nastává především při jejich kombinaci s nízkými teplotami a zvýšenou spotřebou elektřiny. Typicky jde o zimní období od listopadu do února, kdy je přirozeně málo slunečního záření. Pokud se k tomu přidá rozsáhlejší oblast slabého větru, výroba z větrných elektráren prudce klesne právě ve chvíli, kdy domácnosti a průmysl potřebují více elektřiny.
Autoři pro takové situace používají označení „system defining events“, tedy události, které výrazně určují potřebnou podobu celé energetické soustavy. V jejich modelu tvořily přibližně jedno procento všech sledovaných hodin. Na první pohled to není mnoho. Jenže podobná událost se objevovala v průměru každý druhý rok. Během životnosti energetických zařízení by tedy takových situací mohla nastat celá řada.
Ještě důležitější je jejich délka. Kritické epizody mohly trvat od jediného dne až přibližně deset dnů, průměrně zhruba týden. Nejde tedy pouze o několik hodin, které lze snadno překlenout bateriemi. V některých případech musí energetický systém zvládnout několikadenní období, během něhož je současně vysoká spotřeba a nízká výroba z obnovitelných zdrojů.
Největší problém ukazuje větrná energetika. Za běžných podmínek může pokrývat přibližně polovinu evropské výroby elektřiny, během kritických událostí však její podíl může spadnout na pouhých 15 až 30 procent. Výpadek přichází právě ve chvíli, kdy je soustava nejvíce zatížená a kdy potřebuje každý dostupný megawatt.
Výzva o velikosti stovek jaderných bloků
Situaci navíc zhoršuje teplota. Když přijde chladné počasí, spotřeba elektřiny roste, zatímco výroba z větru a slunce může současně klesat. Výzkumníci proto sledovali, jak velkou část poptávky musí v takových chvílích pokrýt ostatní zdroje. V nejhorších situacích dosahovalo toto čisté zatížení až 540 GW, zatímco celková spotřeba evropské soustavy v modelu nepřekračovala 700 GW. Pro představu stačí pohled do české energetiky. Jaderná elektrárna Temelín má instalovaný výkon zhruba 2,1 GW a uhelná elektrárna Počerady 1 GW. Výkon 540 GW by tedy odpovídal přibližně 250 Temelínům nebo 540 elektrárnám o velikosti Počerad.
Právě tady se dostáváme k otázce flexibility. Evropská soustava už disponuje značným množstvím zdrojů, které lze podle potřeby regulovat. V modelu měly jaderné, vodní, přečerpávací a biomasové elektrárny dohromady přibližně 300 GW. Ani tato kapacita však podle studie nedokázala pokrýt přibližně 1 000 hodin s nejvyšším zatížením.
Další vrstvu představují baterie. Model počítal podle konkrétního meteorologického roku s přibližně 100 až 230 GW bateriového výkonu. V nejvytíženějších okamžicích dokázaly dodat až 190 GW. To je obrovská kapacita, která může velmi dobře pomáhat při večerních špičkách nebo krátkých výpadcích. Jakmile ale nedostatek větru a slunce trvá několik dnů, baterie narážejí na svůj hlavní limit. Nejde už jen o to, jak rychle dokážou elektřinu dodat, ale kolik energie mají vůbec k dispozici.
Energetické rezervy, které většinu roku stojí
Studie proto rozlišuje mezi běžným vyrovnáváním soustavy a skutečnou zálohou pro nejhorší situace. Zhruba 100 až 150 hodin představuje přibližně jedno procento roku, během něhož běžné regulovatelné zdroje a baterie podle modelu nestačí pokrýt potřeby soustavy. Právě pro tuto malou část roku je proto nutné počítat s dalšími zdroji výkonu.
V modelu tuto úlohu převzaly palivové články zásobované vodíkem. Jejich úkolem není vyrábět elektřinu každý den. Mají být připravené na několik nejhorších dnů v roce a nastoupit teprve tehdy, když ostatní možnosti nestačí. Tomu odpovídá i jejich velmi nízké využití. Při plném výkonu pracovaly méně než 50 až 100 hodin ročně a průměrný koeficient využití byl pouze kolem čtyř procent. Přesto právě tyto zdroje mohou v kritickém okamžiku rozhodnout o tom, zda bude mít soustava dostatek výkonu.
Potřebná velikost záložních zdrojů se navíc rok od roku výrazně liší. V některých sledovaných letech nebyla dodatečná kapacita téměř potřeba, v jiných už šlo o desítky gigawattů. Nejvyšší požadavek model zaznamenal během zimy 1965 až 1966, kdy dosáhl až 77 GW. Pro představu, takový výkon odpovídá přibližně 37 blokům jaderné elektrárny Temelín nebo 77 elektrárnám o výkonu 1 GW.
Ekonomický paradox moderní energetiky
A právě tady se technický problém mění v problém ekonomický. Elektrárna určená pro krizové situace může být pro fungování celé soustavy nesmírně důležitá, přesto může většinu roku stát. Investor přitom musí zaplatit její výstavbu, údržbu, připojení k síti, personál i palivo bez jistoty, že ji během daného roku vůbec významně využije.
V běžné elektrárně se investice postupně vracejí prodejem elektřiny. U záložního zdroje je situace úplně jiná. Jeho hodnota spočívá především v tom, že je připravený zasáhnout ve chvíli, kdy ostatní zdroje nestačí. Pokud taková situace během roku nenastane, elektrárna téměř nevyrábí. Když ale přijde mimořádně nepříznivé počasí, může být její výkon najednou klíčový.
Právě rozdíly mezi jednotlivými roky představují pro investory značné riziko. Jeden rok může přinést několik kritických epizod a s nimi vysoké využití záložních zdrojů, zatímco jiný rok může být z tohoto pohledu téměř bezproblémový. Elektrárna však musí zůstat připravena v obou případech.
Pozoruhodný je také podíl kritických období na celkových nákladech systému. Přibližně třetina ročních nákladů na elektřinu v modelu připadala na hodiny, které výzkumníci označili jako systémově kritické. Neznamená to, že by elektřina byla třetinu roku drahá. Náklady se naopak soustředily do relativně krátkých období, kdy se soustava dostala do mimořádně náročné situace.
To ukazuje jeden z největších paradoxů budoucí energetiky. Levná elektřina z větru a slunce může pokrývat velkou část běžné spotřeby, ale současně vzniká potřeba drahé rezervy pro několik nejhorších dnů v roce. Energetický systém tak nebude platit pouze za samotnou výrobu elektřiny. Bude muset platit také za jistotu, že v okamžiku nouze bude k dispozici dostatečný výkon.
Hledání optimální technologické směsi
Vodíkové palivové články, které studie používá jako modelovou technologii, přitom rozhodně nejsou jedinou možností. Stejnou úlohu mohou podle autorů plnit další regulovatelné zdroje schopné rychle dodat elektřinu v okamžiku, kdy výroba z větru a slunce prudce klesne. Patřit mezi ně mohou plynové elektrárny, turbíny spalující vodík, biomasa, kombinovaná výroba elektřiny a tepla nebo zdroje vybavené zachycováním a ukládáním oxidu uhličitého.
Zajímavý výsledek přineslo modelování plynových elektráren. Výzkumníci zkoumali také variantu, v níž by při 99procentním snížení emisí oproti roku 1990 zůstaly v systému dostupné současné plynové kapacity. V takovém případě dokázaly plynové elektrárny vodíkové palivové články z hlediska potřebného záložního výkonu nahradit. Ekonomika jejich provozu však byla problematická. Během žádného z 80 sledovaných let nebylo možné jejich kapitálové náklady pokrýt pouze z provozu v roli záložního zdroje.
To je důležitý závěr, protože ukazuje, že problém nelze vyřešit prostým rozhodnutím ponechat několik elektráren v rezervě. Pokud mají být dostupné i za deset, dvacet nebo třicet let, musí být zajištěny peníze na jejich údržbu a provoz. Energetický trh proto musí nějakým způsobem ocenit nejen vyrobenou megawatthodinu, ale také samotnou připravenost výkonu.
Jednou z možností jsou kapacitní mechanismy nebo strategické rezervy. Elektrárna by v takovém systému dostávala příjem nejen za elektřinu, kterou skutečně vyrobí, ale také za to, že udržuje svůj výkon připravený pro případ mimořádné situace. Právě takový mechanismus může být důležitý u zdrojů, které jsou během běžného roku téměř nevyužité, ale v několika kritických hodinách mohou zabránit nedostatku elektřiny.
Počasí nezná státní hranice
Problém navíc nekončí na hranicích jednotlivých států. Evropská elektrizační soustava je silně propojená a právě propojení umožňuje za běžných podmínek využívat elektřinu tam, kde je jí aktuálně dostatek. Pokud například v jedné oblasti nefouká, může pomoci výroba z jiné části kontinentu.
Jenže počasí nezná hranice. Rozsáhlejší meteorologická situace může současně zasáhnout velkou část Evropy. V takovém okamžiku už nemusí být v sousedních zemích dostatek přebytečné elektřiny, kterou by bylo možné poslat tam, kde chybí. Přenosové sítě proto představují důležitou součást řešení, samy však nemohou nahradit dostatečnou výrobní rezervu.
Studie v historických datech identifikovala celkem 41 významných událostí, které měly na evropskou energetickou soustavu mimořádný dopad. Lišily se délkou i intenzitou. Některé byly krátké a vyznačovaly se velmi vysokým nedostatkem výkonu, jiné trvaly několik dnů a problémem se stalo především množství energie, které bylo nutné průběžně dodávat. V některých případech navíc přišla další náročná epizoda krátce po první, takže systém neměl dostatek času na obnovení zásob.
Za nejextrémnější případ studie označuje leden 1966. Tehdy se současně spojila vysoká čistá zátěž s velmi nízkou výrobou větrných elektráren a vysokou potřebou záložního výkonu. Právě tato kombinace je pro budoucí energetiku nejnebezpečnější. Nestačí totiž, aby byl problém pouze na straně výroby nebo spotřeby. Kritická situace vzniká ve chvíli, kdy se oba faktory potkají ve stejný okamžik.
Zajímavé je, že nejhorší krátkodobá událost se neodehrála v roce, který by byl zároveň nejhorší z hlediska celkové energetické bilance. Mezi dlouhodobě náročné zimy patřily například roky 1941 až 1942, 1962 až 1963 nebo 1984 až 1985, zatímco z hlediska krátkodobého extrému vyšla nejhůře právě zima 1965 až 1966. To je důležitý rozdíl. Rok může být v celkovém součtu problematický, aniž by obsahoval nejnebezpečnější jednotlivé hodiny.
Spolehlivost vyžaduje vrstvenou obranu
Právě proto podle autorů nestačí hodnotit budoucí energetickou soustavu pouze podle průměrného roku nebo celkové roční bilance. Takový výpočet může vypadat velmi dobře a přesto přehlédnout několik hodin, během nichž bude výkonu zoufale málo. Plánování proto musí počítat také s extrémními meteorologickými situacemi a testovat, co se stane v nejhorších hodinách a dnech.
Významnou roli v takovém systému budou mít baterie, jejich úloha však bude jiná než u dlouhodobé zálohy. Baterie jsou ideální pro přesouvání elektřiny v čase. Přes den mohou ukládat přebytečnou solární výrobu a večer ji vrátit do sítě. Mohou také velmi rychle reagovat na náhlé změny výkonu a pomoci překlenout krátkodobý nedostatek. Pokud však přijde několik dnů s minimální výrobou z větru a současně nízkou zimní výrobou ze slunce, situace se mění. Baterie mohou dodat vysoký výkon, ale pouze po omezenou dobu.
Budoucí evropská energetika tak bude pravděpodobně potřebovat několik navzájem propojených vrstev. Větrné a solární elektrárny zajistí velkou část běžné výroby, baterie pomohou vyrovnávat krátkodobé výkyvy, vodní a přečerpávací elektrárny poskytnou další flexibilitu a přenosové sítě umožní využívat přebytky z různých částí kontinentu. Nad tím vším však bude muset existovat ještě poslední bezpečnostní vrstva pro chvíle, kdy všechny ostatní možnosti narazí na své limity.
Právě tato poslední vrstva bude ekonomicky nejsložitější. Čím méně hodin za rok záložní elektrárna pracuje, tím obtížnější je pokrýt její náklady běžným prodejem elektřiny. Zároveň ale platí, že čím větší bude podíl větrné a solární energetiky, tím významnější bude schopnost soustavy zvládnout období, kdy jejich výroba současně prudce klesne.
Studie proto není argumentem proti větrné nebo solární energetice. Ukazuje především, co všechno musí stát kolem nich, aby se na ně evropská energetika mohla dlouhodobě spolehnout. Nestačí vybudovat obrovské množství zdrojů, které dokážou vyrábět levnou elektřinu za příznivého počasí. Stejně důležité je zajistit dostatek výkonu pro chvíli, kdy nefouká, slunce téměř nevyrábí a spotřeba naopak roste.
Zdroj: Ilustrativní obrázek pro vás vytvořil ChatGPT. Pokud jste v tom nepoznali ruku umělé inteligence, vězte, že žádný robot při tvorbě neutrpěl žádnou újmu




































