ERÚ od ledna upraví tarify na vysokém a velmi vysokém napětí, chce uvolnit sítě

Tarifní revoluce na sítích vysokého napětí: ERÚ přepíše pravidla hry pro českou energetiku

Energetický regulační úřad (ERÚ) připravuje od ledna 2027 zásadní změnu struktury distribučních tarifů pro odběratele připojené na hladině vysokého napětí (VN, 1–52 kV) a velmi vysokého napětí (VVN, nad 52 kV). Cílem je uvolnit přetížené přenosové kapacity, motivovat průmyslové zákazníky k flexibilnějšímu chování a zároveň vytvořit prostor pro masivnější integraci obnovitelných zdrojů do české soustavy. Analytici z odvětví změny vítají – a část jejich pozitivního dopadu pocítí i domácnosti.

Proč jsou stávající tarify problém?

Česká distribuční soustava se v posledních třech letech potýká s paradoxem: zatímco přenosová kapacita v některých oblastech země nestačí pokrýt poptávku nových výrobců elektřiny z obnovitelných zdrojů, jinde jsou linky chronicky nevyužité. Problém nespočívá v fyzické infrastruktuře samotné, ale v tom, jak jsou nastaveny pobídky pro zákazníky.

Stávající tarify na hladině VN a VVN jsou konstruovány primárně podle naměřeného čtvrthodinového maxima odběru – tzv. rezervovaného příkonu. Průmyslový podnik si rezervuje kapacitu na síti na základě svého špičkového zatížení, bez ohledu na to, zda tuto kapacitu skutečně v průběhu roku využívá. Výsledkem je situace, kdy jsou linky zdánlivě plné „na papíře", ale fyzicky volné po velkou část dne – a k nim se tak nemohou připojit nové solární farmy, větrné parky ani bateriová úložiště.

Podle interní analýzy, na niž odkazují zdroje blízké ERÚ, je v České republice odhadováno 3–4 GW výrobní kapacity obnovitelných zdrojů, které nemohou získat připojení právě kvůli zdánlivě obsazeným kapacitám na hladině VN. Jde o projekty v celkovém investičním objemu přesahujícím 150 miliard korun.

Co konkrétně ERÚ mění?

Nová tarifní struktura, jejíž finální podoba má být zveřejněna ve třetím čtvrtletí letošního roku, stojí na třech pilířích.

Časová diferenciace složky za rezervovaný příkon. Zákazníci budou nově platit vyšší sazbu za kapacitu rezervovanou v hodinách systémové špičky (přibližně 7:00–21:00 v pracovních dnech) a výrazně nižší mimo tuto dobu. Podle předběžných čísel, která ERÚ konzultoval s distributory ČEZ Distribuce, E.ON Distribuce a PREdistribuce, by rozdíl mezi špičkovou a mimošpičkovou sazbou mohl dosáhnout až 40 %. Podniky, které dokáží přesunout energeticky náročné procesy mimo špičku – například noční tavení v hutích nebo noční nabíjení flotil elektrických vozidel –, ušetří desítky milionů korun ročně.

Zavedení složky za skutečně využitou kapacitu. Vedle fixní rezervace přibude proměnná složka vázaná na skutečný odběr v klíčových hodinách. Zákazník tak nebude „trestat" síť samotnou rezervací, ale bude finančně motivován svoji rezervaci skutečně využívat – nebo ji snížit a uvolnit prostor pro ostatní.

Sleva za flexibilitu. Zákazníci, kteří uzavřou s distributorem smlouvu o poskytování regulační zálohy (tzv. demand response), získají slevu na distribuční tarif ve výši 5–12 % v závislosti na množství a spolehlivosti nabízené flexibility. Tím ERÚ de facto monetizuje schopnost průmyslu stabilizovat soustavu v okamžicích, kdy kolísá výkon větrných nebo fotovoltaických zdrojů.

Dopad na průmysl a obnovitelné zdroje

Odborníci z energetické poradenské firmy EGÚ Brno odhadují, že v důsledku reformy by mohlo dojít k uvolnění až 1,5–2 GW zdánlivě blokované kapacity na síti VN a VVN pouze prostřednictvím přecenění rezervovaného příkonu. Část zákazníků totiž kapacitu zbytečně nadhodnocuje jako pojistku – nová finanční struktura je motivuje k přesnějšímu plánování.

Pro rozvoj obnovitelné energetiky to může být zlomový moment. Česká republika si v Národním klimaticko-energetickém plánu stanovila cíl dosáhnout do roku 2030 podílu obnovitelných zdrojů ve výši 30 % celkové výroby elektřiny. Přitom ke konci roku 2025 byla instalovaná kapacita fotovoltaiky v ČR přibližně 5,2 GW a větrné elektrárny přidávaly necelých 400 MW. Pro splnění cíle by bylo třeba přidat přibližně 8–10 GW nové kapacity – a právě přehlcené distribuční sítě jsou jednou z hlavních překážek.

Platformy jako Smart Energy Share (https://smartenergyshare.com) již dnes propojují malé výrobce elektřiny a zákazníky v rámci komunitní energetiky – a reforma tarifů na VN může vytvořit analogické příležitosti i pro středně velké průmyslové subjekty, kteří chtějí kombinovat vlastní výrobu s flexibilním odběrem ze sítě.

Co to přinese domácnostem?

Na první pohled se může zdát, že reforma tarifů na VN a VVN se domácností netýká. Opak je pravdou – přestože jde o nepřímý efekt.

Průmysl a velcí odběratelé dnes hradí přibližně 55–60 % celkových nákladů na distribuci elektřiny v České republice. Pokud nová tarifní struktura skutečně povede k efektivnějšímu využití sítě a sníží potřebu drahých investic do posilování kapacit, promítne se úspora – alespoň zčásti – i do regulovaných složek ceny elektřiny pro domácnosti. Podle odhadů analytické skupiny Amper Market by mohlo dojít ke snížení distribuční složky o 3–7 % v horizontu dvou až tří let.

Navíc: zákazníci schopní nabídnout flexibilitu budou dostávat platby, které dříve proudily do aktivace záložních zdrojů (typicky plynových turbín spouštěných v době špiček). Přesun financí od fosilní zálohy k průmyslové flexibilitě je ekologicky i ekonomicky výhodný pro celý systém.

Výzvy a rizika

Reforma není bez komplikací. Největší obavou průmyslových asociací, zejména Svazu průmyslu a dopravy ČR, je přechodné období. Podniky, které si nastavily výrobní procesy bez ohledu na časovou diferenciaci tarifů, budou potřebovat čas a investice na přizpůsobení – instalaci řídicích systémů, bateriových úložišť nebo flexibilních spotřebičů.

Druhým problémem je transparentnost. ERÚ musí zajistit, aby nová metodika nebyla distribučními společnostmi využita k zastřenému zdražení pro zákazníky, kteří flexibilitu nabídnout nemohou. Nezávislí analytici proto požadují zveřejnění podrobných modelových výpočtů ještě před finálním schválením tarifního rozhodnutí.

Třetí výzva spočívá v datové infrastruktuře. Efektivní fungování časově diferencovaných tarifů předpokládá spolehlivou čtvrthodinovou metrologii – a přestože velkoodběratelé na hladině VN a VVN jsou průběhovými elektroměry osazeni téměř stoprocentně, komunikační infrastruktura pro real-time přenos dat je místy zastaralá.

Výhled: česká energetika na křižovatce

Tarifní reforma ERÚ přichází v době, kdy česká energetika prochází strukturální přeměnou. Rozhodnutí o odstavení uhelných elektráren do roku 2033, masivní rozvoj fotovoltaiky a nejistá budoucnost jaderné dostavby v Dukovanech a Temelíně vytvářejí tlak na co nejefektivnější využití existující infrastruktury.

Uvolnění kapacit na distribučních sítích prostřednictvím chytřejší tarifní politiky je sice méně mediálně atraktivní než stavba nových elektráren, ale potenciálně levnější a rychlejší. Každý gigawatt uvolněné kapacity, který nemusí být nahrazen novou linkou za miliardy korun, je přímou úsporou – pro distributory, zákazníky i státní rozpočet.

Lednem 2027 to nekončí. ERÚ avizuje, že reforma tarifů na VN a VVN je první fází širšího přehodnocení celé distribuční tarifní struktury, která by měla do roku 2030 zahrnout i hladinu nízkého napětí – tedy právě tu, na níž jsou připojeny miliony domácností a malých podnikatelů. Rozhodnutí přijatá dnes tak budou formovat českou energetiku na celou příští dekádu.

Zdroje

1. Energetický regulační úřad – cenová rozhodnutí a konzultační dokumenty
2. ČEZ Distribuce – přenosové kapacity a připojovací podmínky
3. Svaz průmyslu a dopravy ČR – stanovisko k reformě distribučních tarifů
4. Operátor trhu s elektřinou (OTE) – zpráva o trhu 2025
5. EGÚ Brno – studie využití kapacit distribučních sítí v ČR (2025)