Jak mohou větrné elektrárny snižovat cenu elektřiny, když jsou dotované?

100 velkých větrných elektráren jsem zvolil jako základní kulatý počet, který by zvýšil instalovaný výkon v tuzemsku nad 1 GW a dal by se považovat za rozumný restart větrné energetiky v ČR.

Ač někteří odborníci považují větrné elektrárny za přínos, objevují se i názory, podle kterých se nevyplatí. V tomto textu se pokusím odpovědět na otázku, jestli by se nám instalace hypotetických 100 větrných elektráren ekonomicky vyplatila. Porovnám veřejné přínosy a náklady, tedy jak by se taková instalace projevila v nákladech na elektřinu, paliva a provoz sítě.

Jedná se o modelový výpočet, scénář, ne o skutečné náklady. Pokusím se ho ale podložit co nejlepšími dohledatelnými údaji, aby byl v rámci možností co nejpřesnější.

Pro přepočet nákladů v eurech v celém článku počítám s kurzem 25 Kč/€.

Moderní větrná elektrárna

Moderní větrná elektrárna má výšku 200–250 m a výkon 6–7 MW. V tomto článku budeme počítat s těmi největšími, tedy 7 MW na vrtuli.

100 takových větrníků by přineslo špičkových 700 MW větrného výkonu. Počet větrných elektráren v ČR by se tím zvýšil téměř o polovinu (z 220 na 320), ale celkový instalovaný výkon by narostl téměř na trojnásobek z 372 MW na 1072 MW.

(Při investičních nákladech 45 mil. Kč/MW by nových 700 MW vyšlo zhruba na 31,5 miliard Kč. Zde tento odhad uvádím jen pro ilustraci, platí ho investoři a z pohledu veřejných nákladů není relevantní.)

Nových 700 MW ve větru by s faktorem zatížení 25 % (moderní vysoké turbíny s velkým rotorem) v ČR za rok vyrobilo okolo 1,5 TWh elektřiny. Průměrný výkon takové instalace tak vychází na 175 MW.

Jaké by byly náklady a přínosy?

Náklady větrných elektráren

Mezi veřejné náklady větrných elektráren patří hlavně investiční a provozní dotace, náklady na posílení sítě a vyrovnávání větrné výroby.

Dotace dělíme na investiční a provozní. V ČR je podpora nastavená tak, že se tyto dotace nesčítají. Získá-li větrná elektrárna investiční dotaci a současně požádá i o dotaci provozní, bude její provozní podpora nižší. Stát tím zohledňuje, že část podpory už byla uhrazena z investiční dotace.

A vzhledem k tomu, že investiční podpora v současnosti nachystaná v OP TAK je 1,5 miliardy korun, což by z našich 100 předpokládaných elektráren stačilo tak na 5 větrníků, budeme dále počítat pouze podporu provozní.

Provozní dotace

Dotace pro větrné elektrárny jsou v ČR stanovované v aukcích a metodou rozdílového kontraktu (contract for difference, CfD). V poslední aukci na větrné elektrárny byla určena referenční cena (tzv. strike price) 3200 Kč/MWh. To je poměrně dost, ve srovnání se zahraničím víc než dvojnásobek. Důvody vysvětluje článek: Jak fungují aukce na větrné elektrárny v Česku. A proč zatím cenu téměř nestlačují.

Podpora formou contract for difference funguje tak, že referenční cena stanovuje hodnotu, kterou stát nebo výrobce dorovnávají k tržní ceně podle následujícího klíče:

• Je-li tržní cena elektřiny nižší než referenční nebo nulová, stát výrobci doplatí rozdíl.
• Je-li tržní cena vyšší než referenční, výrobce doplatí rozdíl státu.
• Je-li tržní cena elektřiny záporná, výrobce nedostane nic.

Contract for difference proto NEznamená, že za každou MWh dodanou do soustavy elektrárna dostane referenční cenu.

Podaří-li se výstavbu větrníků v ČR více rozjet, měly by se referenční ceny výrazně snižovat stejně jako v zahraničí. Tomu ale zatím nic nenasvědčuje, v tomto porovnání tedy budu počítat s nadstandardně štědrou a z pohledu úspor nevýhodnou českou podporou.

Kolik by stála roční provozní podpora nových větrných elektráren?

Abychom mohli určit roční veřejné náklady na dotovanou výrobu 1,5 TWh elektřiny z větru, musíme nejprve zjistit, kolik obvykle stojí elektřina v době, kdy větrná elektrárna vyrábí (tzv. capture price).

Tu získáme tak, že u každé hodiny v roce zjistíme, kolik vydělaly větrné elektrárny (výrobu z větru v MWh vynásobíme cenou elektřiny). Tyto hodinové tržby sečteme a vydělíme celkovým množstvím vyrobené elektřiny. Tím dostaneme průměrnou cenu, za kterou se větrná elektřina skutečně prodávala.

V ČR v roce 2024, pro který máme kompletní data, vyšla průměrná prodejní cena větrné elektřiny na 1920 Kč/MWh. Průměrná cena elektřiny byla ve stejný rok 2127 Kč, větrné elektrárny tedy obvykle prodávaly elektřinu o 207 Kč/MWh levněji.

(To znamená, že kdyby našich 100 větrníků prodalo svých 1,5 TWh elektřiny normálně na trhu bez dotací, při cenách z roku 2024 by vydělaly 2,88 miliardy Kč.)

Rozdíl mezi průměrnou tržní cenou větrné elektřiny (capture price) 1920 Kč a referenční cenou (strike price) 3200 Kč tak vychází na průměrnou dotaci 1280 Kč/MWh.

Při roční výrobě 1,5 TWh bychom tak větrnou elektřinu z nových větrných elektráren dotovali částkou 1,92 miliardy Kč ročně.

Znovu upozorňuji, jedná se o odhad postavený na cenách elektřiny z roku 2024, pro hypotetických 700 MW nových větrných elektráren a při dotaci pro referenční cenu z aukce z prosince 2025.

Síťové náklady

Podobu instalace uvažuji jako menší shluky větrníků rozmístěné po ČR. Tedy ani stylem „co turbína, to samostatná elektrárna s trafostanicí a vyvedením výkonu“ ani v podobě jednoho velkého větrného parku o 100 turbínách.

Připojení nových 700 MW by si vyžádalo investice do sítí. Tento náklad jsem se pokusil odhadnout z následujících zdrojů:

Národní akční plán pro chytré sítě z roku 2015 předpokládá v roce 2040 instalaci zhruba 832 MW nových OZE připojených na hladinu VN. Předpokládané náklady na tento výkon dokument vyčísluje na 2,1 miliardy Kč. 832 MW je celkem blízko zde uvažovaným 700 MW, z tohoto dokumentu tedy můžeme odhadnout náklad na 1,8 miliardy Kč.

Další odhad můžeme udělat z reálných nákladů. Například z výroční zprávy ČEZ Distribuce za rok 2025 vyplývá, že společnost do nových připojení a navýšení příkonu na VN v roce 2025 investovala 581 milionů Kč a celkové navýšení (výkon i příkon dohromady) dosáhlo 1091 MW. Pokud by se jednalo jen o náklady na připojení nového výkonu, stálo by 700 nových MW zhruba 380 milionů Kč.

Budu zde tedy počítat s odhadem 1 miliarda korun. Tento náklad je jednorázový, rozpočteme-li ho na předpokládanou životnost elektráren 25 let, dostaneme 40 milionů ročně.

To ale není celé. U síťových investic se náklady nepočítají takto jednoduše, ERÚ k nim přidává ještě míru výnosnosti kapitálu (WACC) ve výši 6,9 %. Jinak řečeno, zákazníci v regulovaných platbách nehradí jen postupné opotřebení nových drátů a trafostanic, ale i cenu peněz použitých na jejich financování.

Přesný výpočet WACC není kvůli postupným odpisům úplně jednoduchý, použijeme tedy jako základ průměrnou hodnotu polovinu, 500 milionů korun. 6,9 % z této hodnoty je 34,5 milionů Kč, které přičteme k samotné roční hodnotě investice (40 mil. Kč). Roční odhad nákladů na posílení sítě zaokrouhlím na 75 milionů korun.

Náklady na vyrovnávání

Přibude-li do sítě proměnlivá výroba, vyvolá to náklady na vyrovnávání a flexibilitu. Tyto náklady by se mohly snížit, kdyby se alespoň část těchto projektů stavěla s baterií. To by se velmi pravděpodobně stalo, větrníky s baterií už v ČR máme. Pro tento článek ale budeme pesimisté a budeme předpokládat, že žádná z předpokládaných 100 větrných elektráren u sebe nebude mít baterii.

Dostupné zdroje (např. Müller, Holttinen, Taibi a kol.) odhadují náklady na vyrovnávání proměnlivé výroby při nízkých podílech větru na 25–100 Kč/MWh (resp. 1–4 €/MWh).

700 MW není vysoký výkon, ani netvoří velkou část české zdrojové základny. Navíc průměrný výkon je čtvrtinový, zátěžový faktor 25 % odpovídá výkonu 175 MW. Budeme-li počítat cenu vyrovnávání 50 Kč (2 €) na MWh, při 1,5 TWh by roční náklady vyšly také na 75 milionů Kč.

Zanedbané náklady

V rámci výpočtu jsem mnoho nákladů zanedbal, protože jejich role je buď nízká, nebo nespadají do veřejných nákladů, nebo je nedokážu vyčíslit:

• Záložní zdroje – kvůli 700 MW větrníků by se žádné nové zdroje nestavěly, provozní náklady těch stávajících jsou už zahrnuté ve vyrovnávání.
• Redispečink – je problémem hlavně v zahraničí, kde jsou v síti úzká hrdla mezi koncentrovaným výkonem a spotřebou. Pro 700 MW rozptýlených po ČR by taková položka byla buď nulová nebo velmi nízká, tím spíš s případnými bateriemi.
• Profilové náklady – jsou již zahrnuty ve výpočtu capture price a z ní vyplývajících nákladů na provozní podporu.
• Odchylka – hradí ji provozovatel.
• Investiční náklady – hradí investor. Investiční dotace viz výše.
• Externality (hluk, blikání, krajinný ráz…) – tyto dopady je těžké už jen vyhodnotit, natož vyčíslit.

Mezi relevantní veřejné roční náklady pro uvažovaných 100 moderních větrných elektráren v tomto textu zahrnuji:

• provozní dotace (1,92 mld Kč),
• vyvolané síťové náklady (75 mil Kč),
• náklady na vyrovnávání (75 milionů Kč).

Sečtené veřejné náklady na výrobu 1,5 TWh z nového větru tak vycházejí zhruba na 2,07 miliardy korun ročně, což zaokrouhlím na 2,1 miliardy. S tímto číslem budeme počítat dále.

Nízké systémové náklady?

Zároveň je vidět, že kdyby tyto elektrárny vyráběly bez dotací, byly by jejich veřejné náklady velmi nízké. Zde to orientačně vychází jen okolo 150 milionů korun ročně, tedy 100 Kč/MWh, 0,1 Kč/kWh.

Není to nějak málo?

Jedná se samozřejmě o odhad a skutečné hodnoty budou jiné. Ale domnívám se, že toto posouzení není v rozporu s realitou a řádově sedí. Důvod je dvojí:

První a hlavní důvod je, že 700 MW instalovaný a 175 MW průměrný výkon je nízký. Čím nižší je podíl fotovoltaiky nebo větrných elektráren v energetickém mixu, tím nižší jsou náklady na jejich instalaci a provoz v rámci sítě (systémové náklady). A jelikož v ČR je instalovaný výkon větrných elektráren zatím naprosto zanedbatelný, instalaci prvních nových gigawattů jde provést s relativně nízkými systémovými náklady.

Druhý podstatný faktor je, že elektrárny jsou velké a připojují se jako větší celky do hladiny vysokého (VN) až velmi vysokého napětí (VVN). To jejich náklady oproti tisícům malých domácích elektrárniček a baterií výrazně snižuje.

---

Přínosy větrných elektráren

Přínosy větrných elektráren můžeme rozdělit do dvou skupin:

1. systémová úspora, tedy úspora na palivu a emisních povolenkách,
2. společenská úspora, tedy zlevnění silové elektřiny,

přičemž z první úspory vyplývá druhá.

I. Úspora systémových nákladů

Větrné elektrárny k výrobě elektřiny nepotřebují palivo. To má z pohledu přínosů dvojí dopad:

• úspora nákladů na palivo,
• úspora nákladů za emisní povolenky.

Úspora nákladů na plyn

Vyrobit 1,5 TWh elektřiny v moderní paroplynové elektrárně, jako jsou například Počerady (účinnost 58 %), by vyžadovalo 2,6 TWh plynu. Pro představu, takové množství plynu odpovídá zhruba 6 % kapacity českých plynových zásobníků a 1–2 týdnům jejich čerpání podle počasí.

Kolik by tolik plynu stálo? Při 25 Kč/€ vychází 2,6 TWh plynu zhruba na

• 1,95 miliardy Kč (78 mil. €) při dobrých cenách (30 €/MWh, podzim 2025)
  nebo
• 3,2 miliardy Kč (127,4 mil. €) při vyšších cenách (49 €/MWh, červen 2026).

Kromě elektřiny a tepla generuje spálení tohoto množství plynu i zhruba 500 000 tun skleníkových plynů, což by stálo 0,93 miliardy Kč na emisních povolenkách (75 €/ETS, červen 2026).

Palivové a povolenkové náklady na výrobu 1,5 TWh elektřiny z plynu tak vychází na 2,9–4,1 miliardy Kč podle cen plynu, což je o 0,8–2 miliardy více než u předpokládaných štědře dotovaných větrných elektráren.

Úspora nákladů na uhlí

Výroba 1,5 TWh elektřiny v běžné hnědouhelné elektrárně, jako jsou třeba Tušimice, vyžaduje přibližně 1,35 milionu tun hnědého uhlí. Takové množství by naplnilo 21 000 vagónů uhlí, což představuje vlak zhruba o délce celé trati Praha – Český Těšín. Elektrárna Tušimice by s tímto uhlím vystačila na 4 měsíce.

(Tušimice byly vybrány zcela náhodně jako jedna z běžných českých uhelných elektráren.)

Jak určit cenu takového množství uhlí? Elektrárny nenakupují uhlí na burze, ale z dolů, s nimiž jsou často majetkově propojené. Určitý odhad můžeme udělat z výroční zprávy Severočeských dolů, což je člen skupiny ČEZ. Podle zprávy z roku 2024 dodaly doly zdrojům Skupiny ČEZ zhruba 11 milionů tun uhlí za 10,8 miliard korun. Pokud z této částky odečteme DPH (počítáme uhlí jako vstupní surovinu) a podělíme množstvím prodaného uhlí, dostaneme orientační cenu 800 Kč za tunu uhlí.

Pro předpokládanou spotřebu 1,35 milionu tun uhlí by takové náklady odpovídaly zhruba 1,08 miliardy korun.

Spálení 1,35 milionu tun uhlí vytvoří v případě Tušimic téměř totožné množství oxidu uhličitého, 1,28 milionu tun. Při ceně 75 €/ETS (červen 2026) to vychází na 2,4 miliardy Kč na emisních povolenkách.

(Mimochodem, zrovna zde vycházejí renovované Tušimice docela výhodně. Kdybychom vzali elektrárnu s horší účinností, například Počerady nebo Chvaletice, které mají vyšší spotřebu uhlí na vyrobenou megawatthodinu, byla by úspora z větrníků klidně o miliardu vyšší. To i vysvětluje, proč se při vyšších cenách emisních povolenek budou jako první zavírat právě tyto, méně modernizované elektrárny.)

1,08 miliardy za palivo a 2,4 miliardy korun na povolenkách vycházejí celkem na 3,5 miliardy Kč, což je o 1,4 miliardy více než u předpokládaných štědře dotovaných větrných elektráren (2,1 mld. Kč).

Oba výpočty jsou modelové příklady, ve skutečnosti by větrné elektrárny nevytlačovaly z trhu jen plyn, nebo jen samotné uhlí, ale mix obojího a k tomu navíc ovlivňovaly dovoz nebo vývoz.

II. Zlevnění silové elektřiny

Větrné, fotovoltaické a vodní elektrárny neplatí ani za palivo, ani za emisní povolenku, jedná se tedy o levné zdroje. Jejich dodávka na trh proto snižuje cenu silové elektřiny pro všechny spotřebitele.

O kolik by by mohlo snížit cenu elektřiny, pokud by se do výroby elektřiny zapojilo našich uvažovaných 700 MW větru?

Zahraniční studie na toto téma (Fraunhofer, Öko-Institut e.V., Hirth) vyčíslují snížení ceny vlivem větrných elektráren na nižší jednotky eur za MWh na dodatečný gigawatt větrného výkonu.

Studie počítají dopad v prostředí Německa a Španělska, kde mají obnovitelných zdrojů výrazně více než v ČR, tedy další přírůstky instalovaného výkonu mají menší efekt než u nás. Nízké zastoupení větru v ČR by hodnotu úspory nových 700 MW větru zvýšilo.

Proti tomu jde ale fakt, že ČR není izolovaný systém a cena elektřiny na českém trhu je často ovlivňována ze zahraničí. Propojení se zahraničím tedy českou úsporu rozmělní a sníží. Potenciální úsporu ze 700 MW nových větrných elektráren tak odhaduji na 1–2 €/MWh.

Jsou takové hodnoty reálné?

Efekt úspor jde s využitím nástrojů umělé inteligence modelovat na stejném datasetu z roku 2024, ze kterého jsme počítali průměrnou cenu větrné elektřiny výše. Z těchto dat se sice nedá zjistit, který zdroj tvořil cenu v jednotlivých hodinách, ale lze z nich odhadnout vliv výkonu řiditelných zdrojů na cenu elektřiny a z toho dopočítat vliv nového výkonu obnovitelných zdrojů.

AI z českých dat vypočetla snížení vlivem nového větru na 3,5 €/MWh. Tato hodnota řádově odpovídá odhadům expertů a slevu 1–2 €/MWh tak považuji za dosažitelnou.

Přepočteno na 59 TWh české spotřeby tak vychází roční úspora 1,48–2,95 miliardy Kč. Úspora na straně spotřebitelů na druhou stranu znamená, že výrobci elektřiny vlivem zapojení větrných elektráren dostanou o tuto částku méně.

Pro jistotu upozorňuji, jedná se o odhad zlevnění silové elektřiny na burze, ne dodávky elektřiny jako celku.

A co dotace?

Proti tomuto snížení nákladů jde také provozní dotace formou rozdílového kontraktu – jak jsme říkali výše, čím nižší je tržní cena elektřiny, tím vyšší je státní doplatek. Nevymaže tedy navýšení v dotaci úsporu plynoucí z levnější výroby?

Nevymaže. Dotace se totiž vztahují pouze na větrnou výrobu, tedy 1,5 TWh, kdežto úspora z levnější výroby se vztahuje na celou českou spotřebu – tedy 59 TWh.

Dodatečnou dotaci při nižších cenách elektřiny spočítáme tak, že slevu 1–2 €/MWh vynásobíme výrobou 1,5 TWh. Tím nám vyjde náklad 1,5–3 miliony eur neboli 38–75 milionů korun. Tyto peníze proto z úspory odečteme.

Snížení ceny silové elektřiny po odečtení dotace tak vychází na 1,44–2,88 miliardy Kč. O tolik by 700 MW nových větrných elektráren mohlo snížit cenu silové elektřiny na českém trhu.

Nejedná se o druhou plnohodnotnou úsporu nad rámec systémových nákladů, ale spíše o jiný pohled na tytéž úspory. Spálí se méně dražšího paliva, zaplatí méně emisních povolenek a díky tomu je nižší cena elektřiny.

Externality

České uhelné elektrárny prošly v 90. letech odsířením a dalšími opatřeními na čistší provoz. I tak ale při spálení 1,35 milionu tun uhlí vzniknou tisíce tun škodlivin, ať už oxidů síry, dusíku, prachu a řádově desítky kilogramů rtuti, které mají dopad na zdraví lidí.

Metodiky, které vyčíslují náklady takových emisí, existují, přesný výpočet je však složitý a jeho správné provedení přesahuje odbornost autora i tohoto článku. Proto zde dopady uhelné výroby na zdraví zanedbám a tyto náklady uhlí odpustíme.

Proč vychází plyn levněji než uhlí?

Toto porovnání je poměrně překvapivé. Je vidět, že je-li plyn relativně levný (když zrovna Putinovo Rusko neútočí na Ukrajinu nebo Trumpovy USA neútočí na Írán), náklady výroby ze zahraničního plynu jsou nižší než z domácího uhlí. Je to dané jednak vyšší účinností paroplynových elektráren a jednak nižšími emisemi plynu oproti uhlí.

Pak jsou tu ale emise metanu u těžby a transportu, které emisní výhodu plynu oproti uhlí snižují a do ceny povolenky se zatím nepočítají. Systém EU ETS tak v současnosti znevýhodňuje spalování uhlí oproti plynu.

Úspora nákladů z jádra?

Proti stávajícím českým jaderným elektrárnám by nové dotované větrníky žádnou úsporu nepřinesly.

Dukovany a Temelín už stojí, jejich největší investiční náklady jsou minulost, neplatí emisní povolenky a samotné palivo je v přepočtu na vyrobenou megawatthodinu levné. Ve výročních zprávách ČEZ se dá dohledat, že jaderné palivo vychází zhruba na 130 Kč/MWh. I po započtení příspěvku na budoucí ukládání použitého paliva se dostáváme přibližně na 180 Kč/MWh.

Kdyby tedy uvažovaných 100 větrných elektráren celou svou výrobou opravdu snižovalo výkon českého jádra, ušetřilo by se za rok jen několik stovek milionů korun, tedy násobně méně, než je předpokládaná provozní dotace u větru. Druhá věc je, že v reálném provozu by taková situace nenastala téměř nikdy. 700 MW je příliš nízký výkon, aby vytlačil z trhu levnou výrobu z jádra, tím spíš při rostoucí spotřebě elektřiny.

A znovu připomínám, že srovnáváme nový podporovaný zdroj s elektrárnami, které byly postavené před mnoha lety a dnes vyrábí s velmi nízkými variabilními náklady.

Nové jádro bude docela jiný příběh. To není dávno zaplacené, naopak se čekají investice za stovky miliard korun. Proto se i u nového jádra počítá s provozní podporou na podobném principu jako u větrných elektráren (contract for difference). Čísla pro ČR zatím nejsou stanovená, ale vezmeme-li jako příklad rozestavěnou britskou jadernou elektrárnu Hinkley Point C, u něj v současnosti vychází referenční cena na 130 liber, tedy 3600 Kč, což je velmi blízko štědré české referenční ceně pro větrné elektrárny (3200 Kč).

Závěr

100 velkých větrných elektráren o celkovém výkonu 700 MW by v českých podmínkách za rok vyrobilo zhruba 1,5 TWh elektřiny. V tomto modelovém výpočtu jejich hlavní veřejné náklady tvoří provozní podpora, vyvolané investice do sítí a náklady na vyrovnávání výroby. Při velmi vysoké referenční ceně z poslední české aukce vycházejí tyto náklady asi na 2,1 miliardy korun ročně.

Na druhé straně jsou dva hlavní přínosy.

Prvním přínosem je úspora paliva a emisních povolenek v tepelných elektrárnách. Pokud by větrná výroba nahrazovala plyn, odpovídala by tato úspora přibližně 2,9–4,1 miliardy korun ročně podle aktuální ceny plynu. Oproti uhlí vychází zhruba na 3,5 miliardy korun ročně. Když od toho odečteme větrné náklady, získáme úsporu 0,8–2 miliardy korun ročně.

Druhým je pokles ceny elektřiny na trhu. Pokud by 700 MW nového větru snížilo cenu o 1–2 €/MWh, znamenalo by to na české spotřebě úsporu přibližně 1,5–3 miliardy korun ročně. Po započtení vyšší dotace kvůli nižší tržní ceně vychází úspora zhruba na 1,4–2,9 miliardy korun ročně.

Navíc bychom každý rok vytěžili a spálili o jeden 300 km dlouhý vlak uhlí méně (a vypustili o to méně znečištění), nebo ušetřili plyn odpovídající jednomu až dvěma týdnům čerpání ze zásobníků.

Úspora z nových větrných elektráren by vzrostla jednak při vyšších cenách paliv, elektřiny a emisních povolenek a jednak při naplnění aukcí a snížení podpory.

Úsporu by naopak snižovalo, kdyby ceny paliv, povolenek a elektřiny klesaly a podpora zůstala stejná nebo se zvýšila.

Každopádně představa, že by nové větrníky byly kvůli dotacím automaticky ztrátové, z těchto čísel rozhodně nevyplývá.