Článek
Milan Smutný píše o bateriových úložištích jako o „předraženém nefunkčním experimentu“. Bere za příklad velké baterie v Německu, které mají kapacitu 8,07 GWh. To podle něj pokryje jen 8 minut průměrné spotřeby. Na 12 hodin bezvětří by bylo třeba asi 700 GWh.
Smutný má pravdu tam, kde říká, že dlouhá období bez větru a se slabým sluncem, tzv. Dunkelflaute, jsou běžná. Studie Uniper z let 2016 až 2025 ukazuje, že takové období trvá alespoň 10 hodin každý třetí den. Průměrná délka je 12,9 hodiny. Dne 9. listopadu 2026 v 17:15 byla velkoobchodní cena elektřiny v Německu 653 €/MWh.
Otázka článku je špatně položená. Baterie nikdo nestaví, aby samy přečkaly dvanáct hodin bezvětří. Zbytek textu bude o tom, k čemu baterie jsou, co pokryje delší bezvětří a kolik to stojí.
K čemu baterie jsou
V Německu je nyní celkový objem všech bateriových úložišť 35,2 GWh. To je více než čtyřnásobek objemu pouze velkých baterií, který činí 8,07 GWh. Baterie slouží ke krátkodobému vyrovnávání - například k vyrovnávání frekvence nebo přesunu elektřiny z poledního maxima do večerních hodin.
Ve Spojeném království dosáhl výkon bateriových úložišť v roce 2025 celkem 7,5 GW. Za jediný rok přibylo rekordních 2,3 GW. Baterie ve Velké Británii dodaly 2,3 TWh elektřiny, což dokazuje jejich význam v energetické stabilizaci.
V Itálii se v září 2025 uskutečnila aukce MACSE, kde se nakoupila bateriová úložiště o objemu 10 GWh. Vážený průměr ceny byl 12 959 €/MWh ročně. To je zhruba třetina stropu stanoveného regulátorem ARERA, který činí 37 000 €/MWh ročně. Kde se flexibilita nakupuje soutěží, baterie vycházejí levněji, než regulátor čekal.
Extrém není průměr
Průměrná velkoobchodní cena elektřiny v Německu pro rok 2025 činí 89,3 €/MWh. Jen 43,5 hodiny z celkových 8 760 hodin roku překročila cena elektřiny hranici 300 €/MWh. Extrémní hodnota 653 €/MWh se objevila jen na několik hodin a neodpovídá běžnému stavu trhu.
Z těchto dat vyplývá, že soustava potřebuje flexibilitu. Spor není o tom, zda flexibilita je potřebná, ale o tom, jakou formou a za jakou cenu. Drahé hodiny jsou signálem, kde se vyplatí investovat do flexibilních řešení jako jsou baterie, propojení sítí nebo řízená spotřeba. Flexibilita není otázka ideologie, ale ekonomické racionálnosti.
Delší bezvětří řeší síť, voda a teplo
Dánsko dokázalo v roce 2024 pokrýt více než 60 % své spotřeby elektřiny z obnovitelných zdrojů - vítru a slunce - v devíti měsících. V 17 % hodin roku dokonce vyrobilo více elektřiny, než země spotřebovala. Propojení s Velkou Británií přes kabel Viking Link však fungovalo v roce 2024 jen na 0,8 až 1 GW z navržených 1,4 GW kvůli slabé domácí síti. Kabel exportoval 66 % času, importoval 27 % času. Pro podpůrné služby bylo předkvalifikováno víc obnovitelných zdrojů, elektrokotlů a tepelných čerpadel než klasických elektráren. Počet předkvalifikovaných zařízení v roce 2024 byl čtrnáctkrát vyšší než v roce 2023.
Portugalsko dosáhlo v roce 2025 68 % podílu obnovitelných zdrojů na své spotřebě. Voda přispěla 27 %, vítr 25 %. Rok byl nadprůměrně vodnatý. Výkon přečerpávacích elektráren činil 3,6 GW. Fosilní plyn měl podíl 15 % na spotřebě. Tím dokazuje, že i s vodnatým rokem je nutné mít záložní zdroje.
Španělsko v roce 2025 vyrobilo 21,6 % elektřiny z větru a 18,4 % ze slunce. Velkoobchodní cena elektřiny činila 65,28 €/MWh. To je o čtvrtinu méně než v Německu, kde byla cena 89,32 €/MWh.
Kde to opravdu stojí peníze
Velká Británie dokazuje, že klíčem je síť. V roce 2025/26 činily náklady na vyrovnávání soustavy 3,1 miliardy liber - 4,3 % účtu běžné domácnosti. Dvě třetiny těchto nákladů vznikly omezením sítě. Vítr ve Skotsku a spotřeba v Anglii překonávají kapacitu vedení. Provozovatel pak musí zaplatit za dražší zdroj blíž spotřebě, často fosilní plyn. V zimě 2024/25 vzrostly náklady na omezení sítě o 45 %, zatímco ostatní náklady klesly o 28 %.
Příčinou blackoutu ve Španělsku 28. 4. 2025 nebylo „málo uhlí“. Expertní zpráva ENTSO-E z 20. 3. 2026 uvádí souhru faktorů: kolísání napětí, hromadné odpojování zdrojů a ztrátu synchronizace. Obnovitelné zdroje podle tehdejších pravidel k řízení napětí nepřispívaly. Část konvenčních elektráren nedodala jalový výkon, jaký provozovatel čekal. Selhalo řízení napětí, nikoli dostupnost fosilních paliv.
Po blackoutu byl ve Španělsku zaveden „posílený provoz“ - více fosilních zdrojů kvůli napětí. Od května do října 2025 to stálo 422 milionů eur, což bylo 2,34 % nákladů soustavy. Domácnost s 300 kWh měsíčně platila zhruba 3 centy denně. Fosilní zdroje se tak staly pojistkou, která je levnější než kolaps sítě.
Co z toho plyne pro Česko
Ceny elektřiny pro české domácnosti patří mezi nejvyšší v Evropské unii. Podle Eurostatu bylo Česko v druhém pololetí 2025 šestým nejdražším státem v EU s cenou 0,322 €/kWh. V paritě kupní síly byla elektřina dokonce druhou nejdražší po Rumunsku. Milan Smutný má pravdu, když tvrdí, že elektřina v Česku je skutečně drahá.
Provozovatel české přenosové soustavy ČEPS uvádí, že průměrná cena zálohy aFRR v dlouhodobých smlouvách klesla v roce 2025 na zhruba sedminu hodnoty z roku 2023. Mezi největšími dodavateli flexibility jsou dnes agregátoři, kteří sdružují menší zdroje, baterie, teplárny a spotřebu. Česko teprve začíná s nákupem flexibility prostřednictvím soutěží, a to zatím s úspěchem - ceny klesají.
Investice do sítí a jejich propojení spolu se soutěží o flexibilitu jsou klíčové. Fosilní plyn by měl sloužit jako pojistka, nikoli jako páteř energetiky. Baterie nejsou experiment, ale levný a funkční díl systému.
