Americký energetický úřad EIA zveřejnil 7. srpna přehled bateriových úložišť v tamní elektrizační soustavě. Podle něj rostl jejich jmenovitý výkon poslední tři roky v průměru o 70 procent ročně. Na konci roku 2025 měla velkoprovozní úložiště 43,6 GW, za prvních šest měsíců letošního roku přibylo dalších 8,3 GW a celek se přiblížil 52 GW. Čísla pocházejí z předběžné měsíční evidence zdrojů, do které provozovatelé úřadu hlásí, co mají a co staví.

Gigawatt neříká, jak dlouho baterie vydrží

Výkon udává, kolik elektřiny umí úložiště dodat najednou. Neříká ale, jak dlouho to zvládne – to je energie a měří se v gigawatthodinách. Přehled EIA pracuje výhradně s výkonem, takže z něj samotného se nedá poznat, jestli baterie pokryjí večerní špičku, nebo jen krátký výkyv.

Druhé měřidlo nabízí zpráva U.S. Energy Storage Monitor, kterou vydaly 23. června asociace American Clean Power a analytická firma Wood Mackenzie. Za první čtvrtletí 2026 v ní stojí rekordních 3,3 GW a 8,4 GWh nově instalovaných baterií, z toho u velkoprovozních projektů přes 2,3 GW a 6,8 GWh. Poměr obou čísel vychází na dvě a půl hodiny provozu na plný výkon u celého trhu a na necelé tři hodiny u velkých projektů. Je to náš vlastní výpočet z údajů ve zprávě, sama poměr neuvádí.

Sečíst obě statistiky dohromady nejde. EIA počítá jen velkoprovozní úložiště, kdežto ACP a Wood Mackenzie k nim přidávají komerční, obecní i domácí instalace – samotné domácnosti podle nich v prvním čtvrtletí nasadily rekordních 1,3 GWh.

Rekordní čtvrtletí má podle ACP prozaické vysvětlení: část staveb se protáhla z roku 2025, kdy vývojáři honili lhůty pro daňové úlevy. Nejvíc baterií přibylo v Texasu, Kalifornii a Arizoně, nově se ale přidávají i státy, kde elektřinu vyrábějí a rozvádějí tytéž společnosti, jmenovitě Michigan a Georgia. U rodinných domů roste podíl fotovoltaik doplněných baterií: v prvním čtvrtletí 2026 to bylo 45 procent instalací proti 38 procentům o rok dřív.

Největší baterie stojí u solárních elektráren

Podle EIA nemají největší jednotlivá úložiště vlastní areál, ale sdílejí ho s fotovoltaickou elektrárnou. Farma Bellefield v Kalifornii, spuštěná v prosinci 2025, spojuje 500 MW panelů s 500 MW baterií a dodává do soustavy CAISO. Provozovatel plánuje obojí do letošního listopadu zdvojnásobit; pokud to vyjde, bude Bellefield největší americké úložiště. Druhý největší bateriový projekt je podle EIA floridské Manatee Solar Energy Center v provozu od roku 2021, které má 75 MW panelů a 409 MW baterií. Nevadské Gemini Solar Hybrid, spuštěné roku 2024, spojuje 690 MW panelů s 380 MW baterií.

Důvod toho spojení je obchodní. Provozovatel nabije baterie v době, kdy je velkoobchodní cena elektřiny nízká, a vybíjí je, když cena stoupne. EIA to popisuje bez obalu jako způsob, jak vydělat víc.

V plánech je dalších 54 GW

Na následující dva a půl roku hlásí provozovatelé úřadu záměry na dalších 54 GW: 14 GW do konce letošního roku, 26 GW v roce 2027 a 14 GW v roce 2028. ACP a Wood Mackenzie počítají do roku 2031 s 200 GW a 655 GWh instalovaných celkem, přičemž 85 procent nových instalací má připadnout na velkoprovozní sektor.

Obojí jsou ale plány, ne postavená zařízení. Analytici Wood Mackenzie sami upozorňují, že omezení nákupů od takzvaných foreign entities of concern (FEOC) budou příští dva až čtyři roky brzdou; koho přesně americké předpisy pod tenhle pojem řadí, zpráva neuvádí. Sehnat bateriové články a další díly, které těm pravidlům vyhoví, bude podle nich úzké hrdlo celého odvětví. U domácích instalací navíc čekají letos pokles o pět procent, a to kvůli omezené dostupnosti daňového financování a novým povolovacím pravidlům.

Jak velký kus sítě těch 52 GW představuje, ukáže srovnání se špičkou. Když texaská soustava ERCOT překonala letos v červenci rekord odběru a vyšplhala se přes 91 GW, byla to jen jedna z regionálních soustav země. Všechna americká velkoprovozní úložiště dohromady by tu jedinou špičku na papíře pokryla z více než poloviny – jenže jen do chvíle, než se vybijí, a to je údaj, který přehled EIA neobsahuje.

Energetický regulační úřad (ERÚ) zveřejnil 4. srpna sdělení, ve kterém upřesnil chystanou změnu tarifů. Aktualizoval koncepční dokument popisující, jak se od 1. ledna 2027 změní placení za užití sítě pro odběratele na vysokém (VN) a velmi vysokém napětí (VVN). Přibyla v něm pasáž o bateriích a přečerpávacích vodních elektrárnách, které se zároveň účastní kapacitního mechanismu.

Úleva se počítá z účinnosti

Nová tarifní struktura počítá s tím, že zařízení pro ukládání elektřiny neplatí za odebraný výkon plnou cenu. Sazba se odvíjí od účinnosti, tedy od poměru mezi elektřinou, kterou úložiště zpětně dodá do soustavy, a tou, kterou z ní odebere. Koncepční dokument uvádí předběžné meze pásma: pro úložiště v přenosové soustavě a na hladině VVN 0,6 a 0,7, na hladině VN 0,6 a 0,75, u přečerpávacích vodních elektráren 0,5 a 0,7. Kdo skončí na spodní mezi nebo pod ní, platí plnou cenu za maximální odebraný výkon. Kdo se dostane na horní mez nebo výš, neplatí za něj nic, a mezi oběma hodnotami se platba krátí lineárně.

Právě tohle krácení podle srpnové revize odpadne všude tam, kde se úložiště nebo přečerpávací elektrárna v daném zúčtovacím období účastní kapacitního mechanismu. Účastí se podle dokumentu rozumí účinná smlouva o zajištění potřebné dostupnosti výkonu mezi provozovatelem přenosové soustavy a provozovatelem zařízení. Cenu za rezervovaný příkon hradí úložiště v obou případech stejně; mění se jen ta druhá složka.

ERÚ v témže dokumentu popisuje, proč od dřívější varianty ustoupil. Úleva měla být původně vázaná na poskytnuté služby výkonové rovnováhy v kladném směru, tedy na výpomoc soustavě navýšením dodávky. U té ale podle úřadu není z tržního principu možné zaručit trvalé využití, takže nová podoba míří na účinnost samotného zařízení.

Rezervovaná kapacita končí

Úprava kolem baterií je detail uvnitř mnohem větší změny. Od ledna 2027 zaniká cena za rezervovanou kapacitu i cena za její překročení a nahradí je dvojice plateb: cena za rezervovaný příkon, což je dlouhodobě sjednaná hodnota vázaná k odběrnému místu, a cena za maximální čtvrthodinový výkon odebraný ze soustavy, který se měří. Odběratelé zároveň přestanou provozovatelům sítí hlásit hodnoty rezervované kapacity na další měsíc nebo rok.

Rozdíl mezi sjednanou a skutečně využitou hodnotou je přitom velký. Podle tabulky v koncepci činil v roce 2024 součet rezervovaných příkonů 21 412 MW, součet rezervovaných kapacit 8 234 MW a součet maximálních odebraných výkonů 10 570 MW. ERÚ čeká, že se rezervovaný příkon díky novým cenám sníží o 3 300 MW, tedy zhruba o patnáct procent celkové kapacity soustav. Kolik flexibility bude česká soustava v příštích letech potřebovat, popsalo červencové hodnocení ČEPS.

Kolik se ušetří, na to jsou dvě čísla

V tiskové zprávě z 25. května mluví předseda ERÚ Jan Šefránek o úspoře dvě až tři miliardy korun ročně a titulek zprávy uvádí až tři miliardy. Stránka s koncepcí na témže webu píše o úspoře až 2,5 miliardy korun ročně, což odpovídá dvěma až třem procentům regulovaných plateb. Obě čísla vydal týž úřad a rozdíl nikde nevysvětluje.

Celkový objem vybraných plateb se změnou nemění. V modelovém propočtu na hypotetických cenách roku 2026 vychází suma u ceny za distribuci před změnou i po ní stejně, zhruba 22,4 miliardy korun. Mění se ale rozdělení: zákazníkům platba klesá o 455 milionů korun (3,1 %), výrobcům elektřiny stoupá o 446 milionů (11,9 %) a provozovatelům lokálních distribučních soustav o 10 milionů (0,3 %). Úspora pro odběratele tedy nevzniká uvnitř tabulky, ale až tím, že se podle úřadu nebudou muset stavět zbytečné posily sítí.

Konec několika výjimek

S rezervovanou kapacitou padnou i výjimky, které se na ni navázaly. Na hladině VN skončí zvláštní režim pro odběratele s akumulačním a přímotopným vytápěním a pro zimní stadiony. Dočasně zůstane jen skupina odběrů pro závlahy, předběžně do roku 2028, protože jednorázové zrušení by jim podle dokumentu platbu za distribuci zvedlo velmi výrazně. Ruší se také kategorizace výrobců elektřiny na první a druhou, a s ní i osvobození od výkonové složky.

Změna se týká zhruba 25 tisíc subjektů na vyšších napěťových hladinách. Domácností a malých podnikatelů na nízkém napětí se zatím netýká vůbec: tam ERÚ plánuje pilotní projekty od roku 2028 a širší, stále dobrovolné nasazení od roku 2030.

Co ještě není hotové

Konkrétní parametry zpoplatnění úložišť a přečerpávacích elektráren mají projít veřejným konzultačním procesem v říjnu 2026, kdy ERÚ zveřejní i návrh cenového výměru pro rok 2027. Další zpřesnění koncepce úřad avizuje na září. Změna v takzvaném managementu jaloviny, tedy v placení za jalový výkon, se z roku 2027 odsouvá na 2028.

Vedle dokumentu zveřejnil ERÚ i kalkulátor, ve kterém si odběratel na VN a VVN spočítá dopad na vlastní odběrné místo. Pro provozovatele baterií z nových pravidel plyne volba: buď účast v kapacitním mechanismu, nebo nižší platba za odebraný výkon podle účinnosti. Obojí naráz nepůjde.

Zdroje: sdělení ERÚ ze 4. srpna 2026, koncepční dokument Efektivní využívání přenosové soustavy a distribučních soustav na hladinách VVN a VN ve znění revize ze srpna 2026, tisková zpráva ERÚ z 25. května 2026 a shrnutí serveru TZB-info z 5. června 2026.

Odběr elektřiny v soustavě, kterou pro většinu Texasu řídí Electric Reliability Council of Texas (ERCOT), překonal 22. července 2026 dosavadní maximum o šest procent. Americký úřad pro energetické informace EIA to oznámil 3. srpna: hodinová špička dosáhla 91,1 GW a přišla v šest hodin odpoledne středního času.

Zajímavější než samotné číslo je to, co je kolem něj. Rekord padl během jediné vlny veder dvakrát, prameny se v jeho výši liší o víc než dvě stě megawattů a soustava ho zvládla bez jediné výzvy k šetření.

V úterý rekord, ve středu znovu

Server Renewable Energy World popsal průběh toho týdne už 23. července. V úterý 21. července zaznamenal ERCOT odběr 87 403 MW, čímž spadlo dosavadní maximum 85 508 MW ze srpna 2023. Vydrželo necelý den: ve středu 22. července šla zátěž na 91 308 MW.

Teploty v Texasu ten týden přesáhly sto stupňů Fahrenheita, tedy zhruba 38 °C. EIA k tomu dodává, že rekord může letos padnout ještě jednou, přijde-li další vedro.

O kolik přesně, na tom se prameny neshodnou

Pro tentýž den kolují tři čísla. EIA uvádí 91,1 GW, texaská televize KXII 91 089 MW a Renewable Energy World spolu s houstonským serverem Chron 91 308 MW.

Mezi krajními hodnotami je rozdíl 219 MW, tedy necelá čtvrtina procenta. Vysvětlení nejspíš vězí v tom, jak se odběr měří. Údaj EIA pochází z hlášení EIA-930, celým jménem Hourly and Daily Balancing Authority Operations Report; provozovatelé soustav v něm posílají odběr po hodinách. Vyšší číslo připisuje Renewable Energy World serveru gridstatus.io a k tomu, z jak dlouhého intervalu vzešlo, se nevyjadřuje.

Obě letošní hodnoty jsou navíc zatím předběžné: ERCOT potvrzuje špičku až podle zúčtovacích dat trhu. Jak to dopadá, ukazuje starší případ. V srpnu 2024 ohlásil ERCOT předběžnou špičku 85 559 MW, letošní zdroje ale shodně píšou, že padl rekord 85 508 MW ze srpna 2023. Proč se číslo z roku 2024 mezi maxima nepočítá, nevysvětluje ani jeden z nich.

Vrchol pokryl plyn se sluncem, večer baterie

Podle dat, která EIA dostala, kryl vrchol ze 48 % zemní plyn a z 32 % slunce. Špička přišla v šest večer, tedy v době, kdy výroba z fotovoltaiky už klesá.

Tomu odpovídají další maxima téhož týdne, která uvádí Renewable Energy World: nejvyšší výroba ze slunce 34 665 MW, nejvyšší čistá zátěž 75 733 MW a nejvyšší současný výdej z baterií 11 980 MW. Čistá zátěž je odběr po odečtení výroby z větru a slunce; právě ona říká, kolik musí pokrýt zdroje, které jde řídit.

Doug Lewin, kterého tentýž server cituje, k tomu připomněl, že při předchozím pětiminutovém rekordu odběru měl Texas v provozu necelé 4 000 MW baterií. Letos to bylo skoro 12 000 MW.

Proč to soustava unesla

ERCOT ještě před sezonou odhadoval, že odběr může v létě přesáhnout 92 GW; důvodem měla být vedra a nové velké odběry, mezi nimi datová centra. V měsících před tím odhadem připojil zhruba 11 GW nových zdrojů.

Zázemí pro to Texas buduje od zimní bouře v roce 2021. Podle sdružení SEIA, které Renewable Energy World cituje, má stát nainstalováno 53 568 MW fotovoltaiky počítaných na stejnosměrné straně panelů a úložiště o kapacitě 29 163 MWh.

Nikdo nemusel šetřit

ERCOT během rekordního týdne nevyhlásil stav nouze ani nepožádal odběratele, aby omezili spotřebu. V létě a na podzim 2023, tedy v sezoně, ve které padl předchozí rekord, k tomu vyzval jedenáctkrát.

Chron staví letošní špičku vedle února 2021, kdy bouře Uri shodila texaskou soustavu a miliony domácností zůstaly bez proudu. Tehdejší odběr vystoupal zhruba na 69 222 MW; letošní špička je proti němu o 32 % vyšší. Srovnávat to jde ale jen tím číslem: v roce 2021 nešlo o rekordní poptávku, ale o výrobu, která v mrazu vypadla.

Rekordy nejsou jen texaské

EIA v téže zprávě uvádí, že odběr v soustavě Southwest Power Pool dosáhl 27. července v pět odpoledne středního času rekordních 57,9 GW. A z toho vyvozuje obecnější závěr: tam, kde roste spotřeba i výroba, budou období vysokého odběru překonávat maxima dál.

Zdroje: EIA, Today in Energy, 3. srpna 2026; Renewable Energy World, 23. července 2026; Chron; KXII; Utility Dive, srpen 2024.

Provozovatel české přenosové soustavy ČEPS zveřejnil 24. července Hodnocení potřeb a potenciálu flexibility elektrizační soustavy České republiky, zkráceně FNA CZ 2026. Je to první dokument svého druhu a odpovídá na jedinou otázku: jestli bude česká soustava schopná pobrat výrobu, kterou do ní přivedou obnovitelné zdroje, a vyrovnat se s tím, jak rychle se ta výroba mění.

Flexibilita v téhle řeči neznamená pružnost obecně. Dokument ji definuje jako schopnost soustavy zvládat proměnlivost a nejistotu poptávky po elektřině, její nabídky i dostupnosti sítí. Zajišťují ji baterie a přečerpávací elektrárny, plynové zdroje, řízená spotřeba i dovoz a vývoz přes hranice.

Povinnost přišla z evropského nařízení

Analýzu si vynutil článek 19e nařízení o vnitřním trhu s elektřinou, který do textu z roku 2019 vložila novela z roku 2024. Ukládá určenému orgánu členského státu přijmout zprávu o odhadovaných potřebách flexibility nejpozději rok poté, co agentura ACER schválí metodiku, a pak každé dva roky. Metodiku ACER schválil 25. července 2025.

Zprávu v Česku přijímá Energetický regulační úřad. Tady se dva prameny drobně rozcházejí: ČEPS ve své tiskové zprávě uvádí, že hodnocení bylo přijato 1. července 2026, zatímco stránka ERÚ je datovaná 23. července s aktualizací o den později. Rozdíl je nejspíš mezi přijetím a zveřejněním, výslovně to ale neříká ani jeden z nich.

Scénář, ze kterého se počítalo

Výpočet nestojí na vlastních odhadech ČEPS, ale na referenčním scénáři evropského hodnocení zdrojové přiměřenosti ERAA 2025, které ACER schválil 24. dubna 2026. Model počítá dva cílové roky, 2030 a 2035, tři klimatické scénáře a patnáct simulací odstávek zdrojů.

Z instalovaných výkonů, se kterými scénář pracuje, je vidět, o jak velký přesun jde. Fotovoltaika roste z 9 999 MW v roce 2030 na 11 065 MW v roce 2035, vítr z 1 485 na 2 475 MW, baterie z 1 723 na 2 031 MW a plyn z 3 396 na 4 754 MW. Uhlí naopak z 932 MW klesá na nulu; model přitom už na rok 2028 indikuje odstavení zhruba 1,76 GW uhelné kapacity. Spotřeba má mezi oběma roky vzrůst z 69 na 74 TWh.

Dvě věci scénář neobsahuje. Dostavba Dukovan je podle dokumentu až za horizontem analýzy, malý modulární reaktor v něm naopak je, a to kolem roku 2035. Řízená spotřeba, tedy odezva na straně poptávky, je započítaná jen ve své přímé podobě, a to skromně: 150 MW v roce 2030 a 190 MW v roce 2035. Přesouvání spotřeby v čase model vynechává úplně kvůli nejistotě dalšího vývoje.

Výsledek: cíl splněn, nedostatek jen v opačném směru

Pokud se scénář naplní, bude Česko v letech 2030 i 2035 plnit požadovaný cíl pro integraci obnovitelných zdrojů. Podle metodiky tedy není nutné navrhovat rozvoj flexibility nad rámec toho, co scénář obsahuje. Dokument k tomu dodává, že další rozšiřování by přesto pomohlo: snížilo by objem výroby, kterou bude nutné omezit, případně by uneslo víc obnovitelných zdrojů, než scénář předpokládá.

Omezování výroby vychází soustředěné do jara a léta, od dubna do začátku října, do poledních a odpoledních hodin a hlavně na víkendy. Nejvíc ho model ukazuje v dubnu, a to kvůli kombinaci velikonočního volna, vyššího osvitu a nízkých teplot, kdy panely pracují s vyšší účinností a přitom se ani netopí, ani neklimatizuje.

Jediný skutečný nedostatek je v záporné obchodní flexibilitě, tedy ve schopnosti přebytek pohltit: zvýšit spotřebu, nabít baterie nebo elektřinu vyvézt. Objevuje se v řádu desítek hodin za rok v obou cílových letech. ČEPS jeho objem popisuje jako nižší desítky gigawatthodin a proti omezované výrobě, která se počítá v desetinách terawatthodiny, ho označuje za zanedbatelný. Nulový ale není a řešit se bude buď zápornými službami výkonové rovnováhy, nebo omezovacím plánem pro obnovitelné zdroje.

Dokument zároveň varuje před spoléháním na zahraničí. Dovoz a vývoz podle něj k flexibilitě přispívají výrazně, jenže právě v exponovaných hodinách nemusí být zahraniční zdroje ani přeshraniční kapacity k dispozici.

Bariéry a termíny, které z nich plynou

Druhá polovina dokumentu je systematický soupis toho, co rozvoj flexibility v Česku brzdí. Bariéry jsou rozdělené do čtyř oblastí, regulatorní, technické, ekonomické a spotřebitelsko-inovační, a ke každému doporučení je uvedený termín i odpovědný úřad.

Do roka má ERÚ dokončit inovaci tarifní struktury pro vysoké a velmi vysoké napětí, ministerstvo průmyslu a obchodu má nechat navrhnout opatření ke kybernetickým rizikům a spolu s ministerstvem pro místní rozvoj posoudit, kde jdou zkrátit procedury při stavbě energetické infrastruktury. Na jeden až tři roky připadá úprava klíče pro sdílení elektřiny, aktualizace vyhlášky o měření elektřiny a plné zprovoznění Elektroenergetického datového centra. Nad tři roky pak zbývá tarifní reforma na nízkém napětí, zavedení trhů s flexibilitou a koncepce, jak čelit obavám spotřebitelů z vysokých cen u tarifů se spotovou cenou, tedy takových, kde se platí podle burzovní ceny v danou hodinu.

Zpráva není konec, ale začátek lhůty

Sousední článek 19f téhož nařízení ukládá členskému státu, aby na základě téhle zprávy vymezil orientační vnitrostátní cíl pro nefosilní flexibilitu, včetně příspěvku řízené spotřeby a akumulace. Lhůta je šest měsíců od předložení zprávy. Od kterého z obou červencových dat se počítá, se z dostupných textů rozhodnout nedá.

„Flexibilita bude v příštích letech jedním z klíčových předpokladů bezpečného a spolehlivého provozu elektrizační soustavy,“ říká v tiskové zprávě Pavel Šolc, člen představenstva ČEPS zodpovědný za úsek Energetický obchod a strategie. Hodnocení se má aktualizovat každé dva roky; z toho vychází příští vydání na rok 2028 – tedy do roku, na který model umísťuje odstavení skoro dvou gigawattů uhlí.

Zkapalňovací závod Energía Costa Azul, zkráceně ECA LNG, stojí u Ensenady v mexické Dolní Kalifornii, tedy na pobřeží Tichého oceánu. První náklad z jeho první fáze odešel 8. července; údaj pochází od provozovatele projektu a přebírá ho americká Energy Information Administration. Deník San Diego Union-Tribune o zásilce psal 9. července, přetisk tiskové zprávy TotalEnergies je datovaný o den později.

Jeden blok, tři a čtvrt milionu tun

První fáze má jediný zkapalňovací blok, anglicky train: sled zařízení, které plyn vyčistí a zchladí na kapalinu. Jmenovitou kapacitu uvádí tisková zpráva TotalEnergies jako 3,25 milionu tun ročně, EIA totéž píše jako 0,4 miliardy krychlových stop denně. Jsou to dvě různé míry: hmotnost hotového LNG za rok proti objemu plynu za den. Přepočet je náš a obě čísla si zhruba odpovídají.

Mexiko mělo dosud jediný vývozní terminál – plovoucí jednotku projektu Fast LNG Altamira na východním pobřeží, která podle staršího přehledu EIA umí zkapalnit až 0,199 miliardy krychlových stop denně. Costa Azul tak mexickou vývozní kapacitu podle EIA ztrojnásobí.

Kratší cesta do Asie

Costa Azul je první mexický terminál na tichomořském pobřeží a v Severní Americe druhý, po kanadském LNG Canada. Vývozní kapacita severoamerického Pacifiku tím podle EIA stoupla na 2,2 miliardy krychlových stop denně. Lodě odsud plují do Asie kratší trasou a nemusí platit za průjezd Panamským průplavem, jak připomíná San Diego Union-Tribune.

První náklad mířil do Asie, přesný cíl neuvedla ani jedna z firem. Podle sledovací služby Kpler, kterou cituje týž deník, ho veze plavidlo Pacific Success provozované TotalEnergies.

Americký plyn, americké povolení

Surovina do terminálu teče potrubím z permské pánve v Texasu a Novém Mexiku. Protože jde o plyn ze Spojených států, potřebuje vývoz souhlas amerického ministerstva energetiky. To podle EIA povolilo první fázi vyvézt 0,50 miliardy krychlových stop denně do zemí, se kterými mají USA dohodu o volném obchodu, a 0,44 miliardy do ostatních. V obou případech je to víc, než kolik závod jmenovitě zvládne.

Zkušební provoz, ne ostrý

Odeslaný náklad neznamená, že terminál běží naplno. TotalEnergies o něm ve své zprávě píše jako o závodu, který se teprve uvádí do provozu; podstatné dokončení čeká v létě 2026 a dlouhodobé smlouvy o prodeji LNG mají nabíhat krátce poté. EIA v poznámce ke svému grafu vysvětluje, co u ní stav „commissioning“ znamená: závod už dostal plyn, zkouší soustavu a vyrobil i vyvezl první LNG, ale zatím neplní dlouhodobé přepravní závazky.

Během náběhu odebírá všechno LNG TotalEnergies. Ten v projektu drží 16,6 % a po zahájení obchodního provozu bude dvacet let brát 1,7 milionu tun ročně. Generální ředitel Sempra Infrastructure Justin Bird k odeslání nákladu v tiskové zprávě řekl, že firma v době zvýšené nejistoty ve světovém obchodu s LNG ráda začíná dodávat nový a spolehlivý zdroj zemního plynu z tichomořského pobřeží Severní Ameriky zákazníkům po celém světě.

U druhé fáze se zdroje rozcházejí

EIA píše, že Sempra druhou fázi navrhla a že by ze dvou velkých bloků přidala 1,6 miliardy krychlových stop denně. TotalEnergies i San Diego Union-Tribune ji naproti tomu popisují jako rozpracovanou. Rozdíl mezi návrhem a rozestavěnou stavbou je u takového projektu podstatný a z veřejných zdrojů se rozhodnout nedá.

Kdy Costa Azul přejde ze zkoušek na běžný provoz, se pozná podle dvou věcí: podle oznámení Sempry o zahájení obchodního provozu a podle toho, kdy z Ensenady začnou lodě odplouvat pravidelně, ne jednotlivě. Do té doby je to závod, který LNG vyrobit umí, ale neprodává ho podle dlouhodobých smluv.

Zdroje: přehled Energy Information Administration z 24. července 2026, tisková zpráva TotalEnergies a text deníku San Diego Union-Tribune z 9. července 2026.

Dva kabely pod jezerem a pod řekami

CHPE spojuje soustavu společnosti Hydro-Québec s New Yorkem a nevede ani metr po sloupech. Měří 545 kilometrů, tedy 339 mil, a podle MIT Technology Review je to nejdelší podzemní přenosové vedení v Severní Americe. Tvoří ho svazek dvou stejnosměrných kabelů, každý zhruba pět palců, tedy asi třináct centimetrů v průměru. Trasa je zahrabaná pod dnem Champlainova jezera, řeky Hudson, Harlemu a East River; na newyorském konci stojí v Astorii v Queensu konvertorová stanice, kde se stejnosměrný proud mění zpátky na střídavý. Kabel do dna Hudsonu ukládaly lodě, které do sedimentu stříkaly vodní paprsky a vyrývaly jím rýhu.

Vedení postavila společnost Transmission Developers, kterou vlastní investiční skupina Blackstone, spolu s Hydro-Québec. Povolovací řízení začalo v březnu 2010, stavba na konci roku 2022 a stála 6 miliard dolarů ze soukromých peněz. Provozovatel na svých stránkách uvádí, že uložení pod zem omezuje ztráty a zajišťuje dodávku i za extrémního počasí.

Tři různá data, kdy vedení začalo fungovat

Kdy se CHPE spustilo, záleží na tom, co se počítá. Stavba byla hotová v polovině května. Smlouva mezi Hydro-Québec a státem New York začala platit 1. června, jak stojí na stránkách projektu. Guvernérka Kathy Hochulová dokončení oslavila 16. června a agentura NYSERDA to tehdy podložila čísly: 10,4 TWh ročně, až pětina spotřeby New Yorku, elektřina pro milion domácností a nižší emise o 37 milionů tun do konce roku 2040. Provozovatel vedle toho uvádí úsporu zhruba 3,9 milionu tun ročně; obě čísla mají jinou základnu a zdroje neříkají, jak je srovnat. Do plného provozu podle Gothamistu vedení najelo až 1. července. Elektřina po něm teče od května do října, smlouva platí 25 let.

Dva výpadky za čtyři dny

První den plného provozu se vedení zastavilo kvůli technické poruše na kanadské straně; podle MIT Technology Review měl vypadnout jeden z konvertorů. Proud se rozeběhl kolem poledne dalšího dne. Třetího července pak přišel ten rekordní import: 1 400 MW za hodinu v průměru z Hydro-Québec a dalších 800 MW z Ontaria. Čtvrtého července se vedení odmlčelo znovu, tentokrát kvůli poškozenému úseku podzemního kabelu na americké straně, a Hydro-Québec deset dní tvrdila, že příčinu nezná.

Bylo to v nejhorší možnou chvíli. Město trápilo vedro a kvůli němu se bez proudu ocitlo asi 173 700 obyvatel Bronxu, Brooklynu, Queensu, Staten Islandu a Westchesteru. Mluvčí guvernérky Ken Lovett řekl Gothamistu, že Hochulová označila výpadky za nepřijatelné a žádala rychlé a odpovědné řešení. Vadný kus kabelu dělníci vyměnili a poslali ho výrobci do laboratoře. „Probíhá úplný rozbor příčiny,“ citoval Gothamist mluvčího Hydro-Québec Petera Rose (citace je přeložená); kdy má být hotový, se podle něj teprve stanovuje.

Kdy se vedení vrátilo, se zdroje neshodnou

Deník Montreal Gazette napsal 23. července, že vedení už jede: Jen Laird-Whiteová z Transmission Developers mu e-mailem sdělila, že oprava i následné zkoušky celistvosti jsou hotové a linka je v provozu. Výpadek podle deníku trval devatenáct dní. Jenže MIT Technology Review týž den citoval mluvčí Hydro-Québec Lynn St-Laurentovou, podle níž je poškozený úsek vyměněný, ale zbývající práce včetně zkoušek po opravě skončí až o víkendu. Gothamist o den později psal, že se přenos obnoví v sobotu. Dvě firmy, které vedení provozují společně, tedy popsaly stav vedení v týž den jinak a rozdíl žádný ze zdrojů nevysvětluje.

Soustava s vedením letos nepočítala

Newyorská síť to přesto ustála. Hodinová špička odběru vyšplhala 2. července v sedm večer na 31 097 MW, což je pod loňským letním maximem 31 857 MW a dost daleko od rekordu 33 956 MW z července 2013. Mluvčí NYISO Kevin Lanahan k tomu MIT Technology Review řekl, že plánovací studie s dostupností CHPE pro letošní léto nepočítaly a že to byl jeden z důvodů, proč soustava během vedra fungovala spolehlivě; základní zásadou plánování je podle něj nespoléhat na jediný projekt.

Podobné dětské nemoci má i vedení New England Clean Energy Connect, které od ledna vede 145 mil z Québeku do Maine a taky mělo výpadky. A nad oběma visí ještě jedna nejistota: Québec sužuje tři roky sucho a ubývá v něm voda v nádržích, ze kterých se elektřina vyrábí. Vedení může být sebedelší a sebespolehlivější, ale když nebude co posílat, městu to nepomůže.

Letošní sezona dodávek končí v říjnu. Zbývají tedy zhruba tři měsíce provozu, během kterých se ukáže, jestli vedení vydrží běžet. Kdy laboratoř výrobce zjistí, proč kabel povolil, zatím nikdo neoznámil.

Rychleji než loni, ale pomaleji, než agentura loni čekala

Zrychlení proti roku 2025 je jedna věc, srovnání s vlastní starší předpovědí druhá. Ve stejné zprávě o rok dřív agentura počítala s růstem 3,3 % za rok 2025 a 3,7 % za rok 2026. Skutečnost za loňsek skončila na třech procentech a letošní odhad klesl na 3,6 %. Jsou to desetiny procenta, ale míří opačným směrem, než jaký si čtenář pod slovem „zrychlení“ představí.

Průmysl, klimatizace, auta, datová centra

Důvody růstu agentura vyjmenovává: průmyslová výroba, přibývající spotřebiče, elektromobily, klimatizace a tepelná čerpadla, k tomu rostoucí kapacita datových center. Podle regionů se to rozpadá dost nerovnoměrně. V Číně má spotřeba letos vzrůst o 5,5 % proti loňským 5,2 %, za což může vyšší výroba a nabíjení elektromobilů. Indie se má vrátit k sedmi procentům po loňských 1,6 %, kdy růst srazil brzký monzun. Ve Spojených státech se čekají zhruba dvě procenta, v Evropské unii dvě procenta.

Na opačném konci jsou země, které elektřinu vyrábějí z dováženého zkapalněného plynu a citlivě reagují na jeho cenu. Bangladéš a Pákistán podle agentury sáhly k úsporám paliva, které spotřebu elektřiny přímo omezily.

Hormuz, drahý plyn a návrat k uhlí

Kontext celé zprávy tvoří krize na Blízkém východě. Výpadek dodávek zkapalněného zemního plynu Hormuzským průlivem podle IEA dočasně vyřadil skoro pětinu světové nabídky LNG. Nové zkapalňovací kapacity v Severní Americe a vyšší výstup ostatních vývozců sice nedostatek zmírnily, ceny plynu v Asii i v Evropě ale vyskočily na nejvyšší úroveň od energetické krize let 2022 a 2023.

To má přímý důsledek ve výrobě: v několika asijských a evropských zemích elektrárny přešly z plynu zpátky na uhlí. Výroba z plynu má letos ve světovém součtu zůstat zhruba na loňské úrovni, což by byl třetí rok z posledních deseti bez znatelného přírůstku. Návrat růstu agentura čeká až v roce 2027.

Kdy obnovitelné zdroje předehnaly uhlí

Na straně výroby stojí ve zprávě věta, že výroba z obnovitelných zdrojů letos překoná uhlí; přibýt jí má o víc než osm procent. Agentura k tomu dodává, že v roce 2025 se obě čísla dostala na hranu shody, a podíl obnovitelných zdrojů na světové výrobě posouvá z 33 % v roce 2025 na 37 % v roce 2027.

Datová organizace Ember ale ve své výroční bilanci z 21. dubna napočítala, že se to stalo už za rok 2025: obnovitelné zdroje 33,8 % a 10 730 terawatthodin proti uhlí s 33,0 % a 10 476 terawatthodinami. Uhelná výroba podle Emberu loni klesla o 63 terawatthodin, tedy o 0,6 %, poprvé od pandemického roku 2020. Ember o tom píše jako o prvenství za sto let.

Obě organizace tedy popisují týž přelom a kladou ho do jiného roku. Podíl obnovitelných zdrojů za rok 2025 přitom uvádějí skoro shodně, 33,8 % proti 33 %; rozcházejí se v tom, jestli už ten podíl uhlí překonal. Čím je rozdíl daný, neuvádí ani jedna, a na výpočet té druhé se neodvolávají. Sama IEA přitom loni připouštěla obě možnosti: psala, že k předstihu dojde nejdřív v roce 2025 a nejpozději v roce 2026, podle počasí a cen paliv. Letos z té dvojice zbyla ta pozdější.

Solár přeskočí vítr

Největší jednotlivý přírůstek dodává fotovoltaika: zhruba 600 terawatthodin letos, tedy přibližně tolik co v rekordním roce 2025, a podobně i v roce 2027. Tím se solár letos dostane před vítr a stane se po vodních elektrárnách druhým největším obnovitelným zdrojem elektřiny na světě.

Jaderná výroba má letos přidat méně než dřív, protože se protahuje spouštění nových reaktorů a přibylo odstávek kvůli údržbě. V roce 2027 pak má růst o víc než čtyři procenta, k čemuž mají přispět nové bloky v Číně a Indii a dokončení odložených projektů.

Emise oxidu uhličitého z výroby elektřiny mají letos vzrůst o procento. Agentura to přičítá dvěma věcem naráz: přesunu od plynu k uhlí a počasí, které v prvním pololetí zvedlo výrobu z uhlí i z ropy. V roce 2027 se pak mají zastavit na místě.

Ceny se rozešly podle toho, kdo pálí plyn

Velkoobchodní ceny elektřiny ve druhém čtvrtletí 2026 ukazují, jak moc záleží na skladbě zdrojů. V Evropské unii a v Japonsku vzrostly meziročně o víc než 30 %. Spojené státy zůstaly zhruba na loňské úrovni, Indie přidala méně než deset procent, protože LNG hraje v její výrobě malou roli. Austrálie naopak zlevnila zhruba o 45 %: silná výroba z obnovitelných zdrojů a rychle přibývající bateriová úložiště tam podle IEA snížily potřebu plynových elektráren ve špičce.

Druhá strana téže mince jsou hodiny se zápornou cenou. V jižní Austrálii a v Kalifornii jich v prvním pololetí bylo kolem 20 % všech obchodních hodin, podobně jako loni. Ve Španělsku podíl vzrostl z 10 % na 17 %. Ve Švédsku a ve Finsku ale klesl zhruba ze šesti procent na dvě, protože obě země přidaly pružnost na straně výroby i odběru. Záporná cena podle agentury není znak přebytku, ale nedostatku pružnosti – technické, regulační nebo smluvní.

Celý výhled stojí a padá s tím, jak dlouho potrvají boje na Blízkém východě; agentura to sama uvádí jako hlavní riziko směrem dolů. Riziko směrem nahoru je počasí: silnější El Niño by zvedlo potřebu chlazení a zároveň srazilo výrobu vodních a větrných elektráren, takže by se sáhlo po uhlí a plynu.

Americký úřad pro energetické informace EIA zveřejnil 20. července čísla z prvního červencového týdne, kdy nad severovýchodem Spojených států leželo vedro. Ve svém přehledu Today in Energy uvádí, že 3. července 2026 dovezla newyorská přenosová soustava NYISO z Kanady 52 GWh elektřiny. Víc jich mezi oběma soustavami neproteklo od ledna 2025.

Devět procent poptávky z jedné země

Vedro hnalo spotřebu nahoru. Nejvyšší hodinové zatížení soustavy vyšlo 2. července v 19 hodin na 31 097 MW. Loni v létě byla špička 31 857 MW, a to 24. června 2025, rovněž v sedm večer; historický rekord 33 956 MW drží červenec 2013. Zatížení je okamžitý odběr, tedy výkon, kdežto oněch 52 GWh je energie za celý den – dvě různé veličiny, které se v textech o soustavách často pletou.

Kanadský dovoz pokryl 3. července devět procent poptávky celé newyorské soustavy. V denním průměru šlo o 1 400 MW z Hydro-Québecu a 800 MW z ontarijského provozovatele IESO. Nový kabel Champlain Hudson Power Express, zkráceně CHPE, má sjednanou kapacitu 1 250 MW a ten den byl podle EIA využitý naplno.

Nejdelší zakopané vedení v Severní Americe

CHPE není klasické vedení na stožárech. Je to stejnosměrný kabel dlouhý 339 mil, tedy 546 km, který vede z kanadské hranice do části New Yorku zvané Astoria v Queensu. Podle stránek projektu je 60 % trasy ve vodních tocích a zbylých 40 % zakopaných pod zemí; provozovatel ho označuje za nejdelší plně zakopané vedení v Severní Americe. Napětí uvádí anglická Wikipedie jako 300 až 320 kV stejnosměrných, na stránkách projektu ho nenajdete.

Zakopaný kabel do New Yorku není novinka, jen tenhle je největší. Podle téhož hesla vede z New Jersey na Long Island od roku 2007 vedení Neptune: 105 km, 500 kV a 660 MW, tedy zhruba polovina výkonu CHPE. Starší je Cross Sound Cable pod úžinou Long Island Sound, schválený v roce 2002. Stejnosměrný proud se pro dlouhé kabely používá proto, že u střídavého by se velká část výkonu spotřebovala na nabíjení kapacity samotného kabelu.

Stavělo se od roku 2022 a stálo 6 miliard dolarů ze soukromých peněz. Za projektem stojí firma Transmission Developers z portfolia Blackstonu. Jako provozovatele uvádí Wikipedie TransÉnergie, přenosovou divizi Hydro-Québecu. Podle tiskové zprávy k dokončení má linka dodávat 10,4 TWh ročně a pokrýt až 20 % spotřeby New Yorku. To je zatím slib, ne odečet – provoz běží pár týdnů.

Kdy se to vlastně rozjelo

Datum spuštění se ve zdrojích rozchází. EIA píše, že linka oficiálně přešla do komerčního provozu v květnu. Provozovatel i kancelář guvernérky státu New York Kathy Hochulové vydaly zprávy o dokončení až 16. června. Anglická Wikipedie uvádí jako den aktivace 1. června. Který z těch dnů je ten pravý, ani jeden ze zdrojů nevysvětluje; liší se nejspíš tím, co která strana za spuštění považuje – dokončení stavby, první dodávku a slavnostní ohlášení dělí u takových staveb běžně několik týdnů.

Porucha v červnu, odstávka hned po prvním nasazení

Rekordní den nebyl bez problémů. EIA ve stejném odstavci píše, že v červnu na lince nastala porucha a že 4. července, tedy den po nejvyšším dovozu, ji provozovatel znovu odstavil kvůli dalším opravám. Co se rozbilo ani jak dlouho odstávka trvala, EIA neuvádí a v tiskových zprávách projektu o tom není nic.

Proč dovozy z Kanady předtím klesaly

Novoanglická soustava ISO-New England i newyorská NYISO se v posledních letech na kanadský dovoz spoléhaly méně než dřív. Důvod je podle EIA sucho: nižší průtoky omezily výrobu ve vodních elektrárnách, na kterých Québec stojí. Obě oblasti si mezitím postavily nová vedení z Québecu, takže se trend může otočit – ale jen tehdy, když bude v kanadských nádržích voda.

Tady je podle nás jádro věci. Kabel za 6 miliard dolarů kapacitu přenést umí, což 3. července ukázal. Kolik po něm ale reálně poteče, nerozhoduje kabel, nýbrž srážky v povodí řek severně od hranice a spolehlivost vedení, které má za sebou dvě odstávky během prvních týdnů provozu. Jestli slíbených 10,4 TWh ročně sedí, ukáže až první celý rok.

Zdroje: EIA, Today in Energy, 20. července 2026; tiskové zprávy provozovatele CHPE; popis projektu; anglická Wikipedie u technických parametrů.

Kolik a za co

Poplatek se jmenuje Data Centre Commitment Fee a Ofgem ho navrhuje v rozmezí 237 500 až 712 500 liber za megawatt rezervovaného výkonu. To podle regulátora odpovídá zhruba 2,5 až 7,5 % průměrných nákladů projektu. Peníze se vracejí, jakmile se centrum připojí a začne odebírat. Když projekt z fronty odejde dřív, záloha propadá.

V přepočtu na obvyklou velikost velkého areálu, tedy 500 megawattů, vychází z toho rozmezí 119 až 356 milionů liber. To je náš dopočet z ceny za megawatt, Ofgem takovou částku neuvádí. Deník The Guardian píše o 350 milionech za 500 megawattů, což odpovídá hornímu konci. Podle téhož textu nemusí jít o hotovost: uznat se má i akreditiv nebo dluhopis.

Fronta přerostla spotřebu celé země

Ofgem uvádí, že žádosti o připojení odběru vzrostly ze 41 na 125 gigawattů, a datuje ten nárůst do období od listopadu 2024 do června 2025.

Kolik z toho tvoří datová centra, říká táž tisková zpráva dvakrát a pokaždé jinak. V úvodu mluví o nejméně 80 gigawattech, o pár odstavců níž o zhruba 73 gigawattech zmíněných v konzultaci. Guardian pracuje s nižším číslem a doplňuje k němu počet: ve frontě čeká 315 datových center se 73 gigawatty. Rozdíl sedmi gigawattů regulátor nevysvětluje.

Ať platí kterékoli z obou čísel, samotná datová centra ve frontě žádají víc, než kolik Británie spotřebuje v zimní špičce. Ta je podle Guardianu kolem 45 gigawattů.

Odhady mluví o desetině

Provozovatel soustavy NESO počítá, že do konce dekády bude v Británii 3,7 gigawattu datových center v konzervativní variantě a 6,7 gigawattu v té horní. Vládní plán rozvoje výpočetní kapacity počítá do roku 2030 aspoň se šesti gigawatty kapacity datových center vhodných pro umělou inteligenci. Fronta se 73 gigawatty je proti hornímu odhadu jedenáctinásobná a proti konzervativnímu skoro dvacetinásobná; právě z toho Ofgem vyvozuje, že velká část projektů nikdy nevznikne.

Regulátor to formuluje mírněji: obává se, že značný počet projektů v řadě nakonec neuspěje, čímž zdržují ty připravené a zkreslují představu o tom, kolik sítě je potřeba postavit.

Co bude muset developer doložit

Druhé opatření jsou milníky, které se v konzultaci jmenují konkrétně. Projekt má prokázat důvěryhodného koncového uživatele datového centra, nákup elektrických zařízení s dlouhou dodací lhůtou (Ofgem jmenuje rozvaděče) a finanční i technickou způsobilost stavbu dotáhnout. Provozovatel sítě podle toho pozná, jestli je projekt ve správné fázi, a když není, může sáhnout k postihu.

U výroby to jednou zabralo

Ofgem se opírá o vlastní zkušenost z opačné strany sítě. Po dřívějších reformách připojování se podle něj asi 7,8 gigawattu projektů posunulo v průměru o šest let dopředu; NESO loni vyřadil z fronty stovky projektů, které nikam nevedly.

Podle nás se ta zkušenost přenáší hůř, než z tiskové zprávy vypadá. U výroby vypadl projekt, který elektřinu nikdy nedodal, a nikomu nechyběl. U datových center jde o odběr, o který stát sám stojí: tentýž kabinet, jehož regulátor teď frontu čistí, si dal za cíl vést v éře umělé inteligence. Rozhodnout, které centrum je spekulace a které pilíř plánu, bude těžší než totéž u větrné farmy.

Konzultace je otevřená do 16. září 2026 a odpovědi Ofgem sbírá e-mailem. Spor, který za ní stojí, tím ale neskončí: podle Guardianu se ve vládě neshodnou ani na tom, kolik výpočetní kapacity země v příštích letech potřebuje.

Kolik elektrárna zrovna dává, je vidět v provozních datech maďarského jaderného dozoru. V měření z 1. srpna 5:04 stál první blok na 242 MW, druhý na 241 MW, čtvrtý na 235 MW a třetí na nule. Každý ze čtyř bloků umí zhruba 500 MW, dohromady asi 2 000 MW. To je podle provozovatele skoro polovina maďarské výroby elektřiny.

Vody by stačilo, jenže je nízko

V oznámení z 30. července říká společnost MVM Paksi Atomerőmű něco, co se od sucha nečeká: vody v řece je i při současném průtoku na chlazení bloků dost. Potíž je jinde. Sací hrdla čerpadel, která vodu z Dunaje nabírají, leží výš než hladina, a tak nemají co nasát. Snížit výkon bloku znamená brát míň vody, což čerpadlům jejich práci usnadní.

Rozdíl mezi běžícím a odstaveným blokem je v tomhle ohledu propastný. Běžící bloky potřebují podle MVM 100 kubíků vody za sekundu. Na chlazení všech čtyř odstavených bloků, ze kterých se pořád odvádí zbytkové teplo paliva, stačí nanejvýš 2,5 kubíku za sekundu. Odstavení tedy potřebu chladicí vody nezvyšuje, ale prudce ji snižuje.

Čtyři stupně nízké vody

Elektrárna má na nízký stav Dunaje vlastní postup rozdělený do čtyř stupňů. Rozhoduje o nich hladina naměřená v prostoru odběru vody, tedy v takzvaném studenovodním kanálu. Ve čtvrtek byla elektrárna ve třetím stupni. Čtvrtý znamená odstavit všechny bloky a dál se starat jen o jejich chlazení.

Pro případ, že by řeka klesla ještě níž, jsou u elektrárny ve spolupráci s maďarským vodohospodářským ředitelstvím rozmístěná čerpadla Pajtás. MVM uvádí, že jich může nepřetržitě pracovat dvanáct, čtyři jsou v záloze a dalších třináct v pohotovosti. Náběh po zlepšení stavu má být postupný a podle firmy může trvat i jen několik dní.

Metr pod stoletým minimem

Vodní stav se u Paksu měří proti pevnému nulovému bodu vodočtu, takže záporné číslo neznamená prázdné koryto, ale hladinu pod tou značkou. Server Portfolio popsal celý sled kroků: 27. července při stavu −106 cm ubrala elektrárna prvnímu bloku 254 MW, o den později při −112 cm třetímu bloku 237 MW, 29. července odpoledne třetí blok odstavila úplně a 30. července ráno srazila druhý blok na polovinu. Tehdy stál Dunaj na −121 cm.

MVM k tomu dodává dvě čísla, ze kterých je vidět měřítko. Ve čtvrtek byla hladina o 28 cm níž než při dosavadním rekordu z roku 2018. A ten rekord je o víc než metr pod stoletým minimem, se kterým se počítalo při návrhu elektrárny před čtyřiceti lety. Postupné úpravy podle firmy umožnily vyrábět i 120 cm pod projektovanou hladinou; práce na snížení sacích potrubí začaly a za pár let má elektrárna zvládnout ještě nižší stav.

Příčiny jsou podle MVM dvě. První je prohlubování koryta: na horním toku stojí jezy a elektrárny, které zadržují splaveniny, kdežto maďarský úsek žádný jez nemá, takže se materiál odnáší dál. K tomu se dlouhá léta bagrovalo. Druhou příčinou jsou podle firmy klimatické výkyvy. V dřívějších letech přišla velká voda několikrát do roka, letos nepřišla prakticky vůbec a hladina zůstala nízko po celý rok.

V Cernavodě se zastavila první jednotka

Na dolním toku je to podobné. Rumunská společnost Nuclearelectrica podle zprávy agentury Agerpres odstavila 28. července první jednotku elektrárny Cernavodă a den nato ohlásila totéž pro druhou, buď na středeční večer, nebo na čtvrteční ráno. Obě jednotky mají po 700 MW. Firma to popsala jako preventivní krok podle vlastního postupu pro těžké sucho a oznámila ho burze v Bukurešti. Podle BBC se ale ve čtvrtek pořád snažila druhou jednotku udržet v chodu; kdyby ji odstavila, zůstalo by Rumunsko dočasně bez jaderné výroby stejně jako Maďarsko.

Rumunský hydrologický ústav INHGA k tomu předpověděl, že průtok Dunaje na vstupu do země u Baziaše klesne mezi 29. červencem a 5. srpnem na 1 500 kubíků za sekundu. Dlouhodobý průměr je tam v červenci 4 700 a v srpnu 3 900 kubíků za sekundu. Nejnižší kdy zaznamenaný průtok na tomhle profilu je podle rumunské vodohospodářské správy 1 400 kubíků za sekundu z roku 1985.

Co to dělá se sítí

Maďarský premiér Péter Magyar ve čtvrtek oznámil, že elektrárna může zhasnout ještě týž den, nejpozději v pátek. Požádal veřejnost, aby mezi 17. a 22. hodinou omezila spotřebu včetně nabíjení elektromobilů a klimatizace. Ve hře jsou podle něj i rotační odstávky a seznam odběratelů, kterým by se spotřeba omezila. Index k tomu doplnil, že současně vypadla jedna výrobní jednotka elektrárny Dunamenti, tedy dalších zhruba 400 MW, a oprava může trvat týden až dva.

Naše hodnocení: nejzajímavější věta v celém oznámení je ta o výšce sacích hrdel. Elektrárna nemá málo vody, má čerpadla postavená na hladinu, která v Dunaji už není. Hranici, se kterou počítal projekt před čtyřiceti lety, podlezla řeka o víc než metr už v roce 2018.

Zdroje

• MVM Paksi Atomerőmű: Szükségessé válik a Paksi Atomerőmű teljes leállítása, 30. července 2026
• Országos Atomenergia Hivatal: A Paksi Atomerőmű aktuális üzemi adatai, měření z 1. srpna 2026
• Portfolio: Leállítják a Paksi Atomerőmű egyik blokkját, 29. července 2026
• Portfolio: Annyira alacsony a Duna vízszintje, hogy megint csökkentik egy paksi blokk teljesítményét, 30. července 2026
• Index: Történelmi pillanat jön, soha senki nem állított le Magyarországon atomerőművet, 30. července 2026
• Agerpres: După Unitatea 1, și Unitatea 2 de la Cernavodă va fi oprită controlat, 29. července 2026
• BBC: Danube's record low levels force shutdown of Hungary's only nuclear plant, 31. července 2026

Čína dovezla ve druhém čtvrtletí letošního roku 8,1 milionu barelů ropy denně. Proti prvnímu čtvrtletí je to o 32 % méně. Vyplývá to z měsíčních statistik čínské celní správy, které 31. července shrnul americký úřad pro energetické informace EIA ve svém rozboru Today in Energy. V květnu a červnu spadl dovoz pod osm milionů barelů denně, což se naposledy stalo v roce 2016.

Ještě loni to vypadalo přesně opačně. Čína dovezla v roce 2025 rekordních 11,6 milionu barelů denně a v druhé polovině roku držela průměr 12,0 milionu. Ropa byla tehdy nejlevnější od roku 2020 a Čína si plnila strategické zásoby. Tempo vydrželo ještě v únoru letošního roku.

Ubylo hlavně to, co připlouvá po moři

Většina čínského dovozu jde přes tankery a právě jich se pokles týkal. Podle údajů o pohybu lodí od firmy Vortexa zůstal potrubní dovoz podle odhadu EIA stabilní, zatímco námořní dodávky se propadly. Nejvíc ubrali tři dodavatelé: Irák o 910 000 barelů denně, Rusko jako největší zdroj čínského dovozu o 640 000 a Spojené arabské emiráty o 600 000. Jde o rozdíl mezi prvním a druhým čtvrtletím.

Rafinerie zpomalily méně, než ubylo dovozu

Čínské rafinerie zpracovaly ve druhém čtvrtletí o 2,2 milionu barelů denně méně než ve čtvrtletí prvním. Dovoz přitom klesl o 3,9 milionu. Z toho rozdílu EIA usuzuje, že Čína sáhla do zásob.

Potvrzuje to i Oil Market Report Mezinárodní energetické agentury z 10. července, byť z druhé strany: zásoby ropy mimo země OECD klesly v červnu o 37 milionů barelů, přičemž samotná Čína odčerpala 41 milionů. Z obou čísel plyne, že jinde mimo OECD zásoby naopak přibývaly. EIA odhaduje, že globální čerpání zásob dosáhlo ve druhém čtvrtletí rekordních 5,1 milionu barelů denně – a dodává, že bez souběžného poklesu světové poptávky by bylo ještě větší.

Co se mezitím dělo v průlivu

Hormuzským průlivem prošlo podle přehledu IEA v roce 2025 v průměru 20 milionů barelů ropy a ropných produktů denně, tedy zhruba čtvrtina světového námořního obchodu s ropou. Osmdesát procent z toho míří do Asie a mezi hlavní odběratele patří Čína, Indie a Japonsko. Nejužší místo průlivu měří 29 námořních mil, tedy 54 km, a plavební koridory v obou směrech jsou dvě míle široké. Potrubí, kterými lze průliv obejít, zvládnou 3,5 až 5,5 milionu barelů denně – proti tomu, co teče po moři, je to málo.

V červnu se doprava rozjela. Vývoz ropy z Perského zálivu včetně objemů obcházejících průliv stoupl podle IEA o 6,5 milionu barelů denně na 16,1 milionu. Předválečný průměr přitom byl 24 milionů. Světová těžba vzrostla o 4,1 milionu barelů denně na 98,8 milionu a zůstala zhruba 9,4 milionu pod úrovní před konfliktem. Cena severomořské ropy Dated se počátkem července držela kolem 68 dolarů za barel, nejníž od ledna; poté, co bylo 7. a 8. července porušeno příměří mezi Spojenými státy a Íránem, vyšplhala ke 77 dolarům.

Největší kupec se změnil v prodejce ze skladu

Obě agentury popisují tutéž věc z opačných konců. EIA sleduje, co Čína přiveze, IEA to, co ubude ze zásob. Dohromady z toho vychází obrat, který se na trhu s ropou počítá: země, která loni skupovala levnou ropu do rezerv, letos rezervy rozpouští a nakupuje málo. Nižší čínský dovoz podle EIA snížil světovou poptávku a zmírnil tlak na růst cen, který by jinak z narušené přepravy vzešel.

IEA čeká, že se poptávka bude zvedat. Z květnového dna 97,9 milionu barelů denně, což bylo o 5,3 milionu méně než před rokem, má do října stoupnout o víc než osm milionů. Za celý letošní rok přesto agentura počítá s poklesem o milion barelů denně a s návratem k růstu o dva miliony až v roce 2027. Podmínku píše natvrdo: doprava přes průliv se musí postupně obnovovat, jinak výhled neplatí. Obnovená přestřelka v Perském zálivu z počátku července podle agentury ukazuje, jak křehký ten předpoklad je.

Zdroje: rozbor Today in Energy amerického úřadu EIA z 31. července 2026, Oil Market Report Mezinárodní energetické agentury z 10. července 2026 a přehled IEA k Hormuzskému průlivu aktualizovaný v únoru 2026. Čísla o čínském dovozu pocházejí z měsíčních statistik čínské celní správy, údaje o pohybu tankerů od firmy Vortexa.

Texaská Public Utility Commission (PUCT) projednala 24. července uspořádání, o které se v americké energetice vede spor od loňska: datové centrum postavené za bodem, kterým se do sítě připojuje elektrárna. Server Utility Dive, který o rozhodnutí informoval, cituje z dokumentu datovaného 23. červencem; archiv přenosů Admin Monitoru jiné jednání komise mezi 9. a 24. červencem neuvádí.

Odběr za elektroměrem

Jde o areál Goodnight v Armstrong County v texaském Panhandle. Vedle stojí větrná farma Goodnight 1 s výkonem 265,5 MW, spuštěná v roce 2024. Datová centra jsou k ní připojená takzvaně za elektroměrem: elektricky sedí na straně výrobny, takže do rozvodné soustavy vede jediný společný bod připojení a spotřeba se proti výrobě započítává.

První odběr, Crusoe Load 1, má 265,5 MW a komise ho schválila dřív. Nový, Crusoe Load 2, má 260 MW. Dohromady tak za jednou přípojkou stojí 525,5 MW odběru proti 265,5 MW výroby, tedy zhruba dvojnásobek. Právě o to se vedl spor.

Třicet minut, nebo jistič

Podmínky, které komise podle Utility Dive uložila, žádají, aby datové centrum umělo odpojit celý svůj odběr do třiceti minut od chvíle, kdy provozovatel soustavy ERCOT vyhlásí nouzový stav – a když to jinak nejde, fyzickým rozepnutím jističe. ERCOT má výzvu ohlásit hodinu předem, „je-li to proveditelné“. Provozovatel se může dobrovolně zavázat, že to zvládne do deseti minut.

Druhá podmínka je finanční: za takové odpojení nedostane nikdo zaplaceno a odběr se nesmí hlásit do placených programů řízení spotřeby, tedy do služeb, za které se běžně platí zrovna to, že velký zákazník na povel sníží odběr. Komise tím oddělila povinné nouzové odstavení od dobrovolné služby síti.

Firma tvrdila, že to hardware nepřežije

Crusoe, která areál staví, v podáních tvrdila, že datové centrum s výpočty pro umělou inteligenci se za třicet minut vypnout nedá. Hrozí podle ní „kaskádové poruchy hardwaru napříč servery“ a „ztráta rozpracované výpočetní práce, kterou nelze obnovit“; žádala aspoň hodinu. Komise podle Latitude Media odpověděla, že provozní potřeby ERCOT „převažují nad jakýmikoli individuálními obavami“ o hardware. Všechny citace v článku jsou přeložené.

Druhý argument byl právní a je zajímavější. Kolokovanou část projektu koupila v polovině března 2026 od Crusoe společnost Ensign Infrastructure, delawarská účelová firma, a ta je teď v řízení oficiálním velkoodběratelem. Ensign namítala, že Crusoe Load 1 už povinnost odpojit 265,5 MW má z dřívějšího rozhodnutí, a to je přesně tolik, kolik má větrná farma. Výpadek, který má nová podmínka řešit, je tím podle ní pokryt celý a druhá povinnost je dvojí započtení.

Odborný newsletter Electron Economics, který podání z 26. června rozebral před rozhodnutím, upozornil na jednu odpověď ERCOT při výslechu: jeho doporučení „nebere v úvahu, jestli byl Crusoe One odpojen, ani další podmínky za elektroměrem v reálném čase“. Jinými slovy si provozovatel soustavy počítal odstávku pro druhé datové centrum, aniž by do toho zahrnul povinnost, kterou už na témže místě uložil prvnímu. Komise námitku odmítla. Podle Utility Dive se přiklonila k doporučení správního soudce a uzavřela, že nechat druhý odběr zapnutý ve chvíli, kdy je první odpojený, by podrývalo smysl celé podmínky – tedy že výkon elektrárny má být při nouzi k dispozici síti.

Proč to zajímá i ty, kdo o Goodnightu nikdy neslyšeli

Případ je jedním z prvních testů zákona SB 6, který texaský guvernér podepsal 20. června 2025 s okamžitou účinností. Zákon zavedl pravidla pro velké odběry v oblasti ERCOT a dal provozovateli soustavy pravomoc datová centra při nouzi odpojovat. Prováděcí pravidlo komise 25.205 podle Latitude Media podřizuje schvalování každé takové vzájemné započtení u odběru od 75 MW výš.

Na tom, jak se pravidlo vykládá, visí hodně. ERCOT podle Utility Dive sleduje přes 438 GW požadavků na připojení velkých odběrů a skoro devadesát procent z nich jsou datová centra. Ensign v podání nadhodila krajní případ: kdyby platil široký výklad, stavitel, který ke gigawattu výpočetní zátěže přistaví větrnou farmu o výkonu 50 MW, může skončit s povinností odstavit celý gigawatt.

Chris Talley, který se připojováním velkých odběrů v Texasu zabývá, napsal po rozhodnutí na LinkedInu a pak to upřesnil pro Utility Dive: rozhodnutí není pro kolokaci smrtelnou ranou, jenže tahle architektura teď v podstatě vyžaduje plnou záložní kapacitu, tedy zdroje schopné utáhnout areál mimo síť po delší dobu, ne jen překlenout krátký výpadek. Sám dodal, že je to zatím nevyzkoušený předpoklad.

Pravidla mají podle Latitude Media ještě jednu past. Když kvůli kolokaci přenese sdílené vedení aspoň o čtvrtinu méně energie, než se čekalo, nese za to strana dohody finanční odpovědnost – a větrná farma se přitom omezuje sama, kdykoli nefouká.

Co z toho ověřit nejde

Spis komise je veřejný, ale server interchange.puc.texas.gov odmítá automatické stahování; text rozhodnutí jsme si tedy přečíst nemohli a znění podmínek přebíráme z Utility Dive. Ostatní údaje o případu – výkony, dřívější rozhodnutí, argumenty stran – potvrzují nezávisle na sobě Data Center Knowledge a Electron Economics.

V řízení se přitom vůbec neřešilo, co je na areálu největší. Větrná část je jen jedna fáze areálu: podle Latitude Media vzniká Goodnight ve spolupráci s Googlem a má k němu patřit 933 MW plynových turbín mimo síť, u kterých se počítá s emisemi kolem 4,5 milionu tun skleníkových plynů ročně. Google podle téhož zdroje potvrdil smlouvu na větrnou elektřinu, na plynové turbíny smlouvu nemá.

Další dvě řízení běží. Amazon chce postavit areál u jaderné elektrárny Comanche Peak a přejít při nouzi na vlastní zálohu, zatímco výkon elektrárny půjde do sítě. CyrusOne žádá o schválení pro areál o výkonu 760 MW za plynovou elektrárnou ve Freestone County. Podle nás budou poučnější než tenhle případ: u jaderné a plynové elektrárny odpadá námitka, že se výkon zdroje mění s počasím, takže bude vidět, kolik z texaské přísnosti platí obecně a kolik jen pro větrné farmy.

Zdroje

• Utility Dive: Texas approves AI data center co-location next to wind farm, with curtailment caveats (30. července 2026)
• Data Center Knowledge: Texas Tests New Rules for AI Campuses Behind Existing Power Plants (2. července 2026)
• Electron Economics: Crusoe is fighting the curtailment ruling that will reprice BTM wind in ERCOT (3. července 2026)
• Texas Legislature Online: historie zákona SB 6
• Utility Dive: Texas, facing 438 GW queue, approves initial large-load interconnection process (22. června 2026)
• Admin Monitor: archiv jednání PUCT

Australský provozovatel trhu AEMO vydal v červenci čtvrtletní zprávu o dění na energetickém trhu za období od 1. dubna do 30. června 2026. Nejzajímavější číslo v ní nepatří obnovitelným zdrojům, ale bateriím. A provozovatelům úložišť se líbit nebude.

Za rok přibylo víc baterií, než kolik jich předtím bylo v provozu

Mezi koncem druhého čtvrtletí 2025 a koncem téhož čtvrtletí letos se v australské národní soustavě začaly zprovozňovat baterie o souhrnném výkonu 4 640 MW a kapacitě 12 353 MWh. Jen za poslední tři měsíce z toho bylo 951 MW a 2 753 MWh, mimo jiné úložiště Stanwell v Queenslandu (300 MW/1 200 MWh) a Mornington ve státě Victoria (240 MW/590 MWh). Celková instalovaná kapacita včetně projektů, které zprovozňování ještě nedokončily, přesáhla ke konci června 9 000 MW.

Z těch dvou čísel plyne, že asi polovina dnešní australské bateriové flotily je mladší než rok. Přesněji to říct nejde: zpráva u celkové kapacity uvádí jen dolní hranici, takže je to náš dopočet ze dvou čísel, ne údaj AEMO.

Podle toho vypadá i provoz. Průměrný vybíjecí výkon baterií vzrostl na 476 MW, tedy téměř trojnásobek loňských 162 MW. Průměrné nabíjení stouplo o 182 procent na 574 MW. Nejvíc se změnil denní rytmus: mezi desátou dopolední a čtvrtou odpolední, kdy solární elektrárny tlačí do sítě přebytky, baterie nabíjely o 1 009 MW víc než loni, tedy o 211 procent. Mezi čtvrtou a devátou večer vybíjely o 1 066 MW víc, o 228 procent.

Rekordy padly oba. Nejvyšší nabíjení 3 653 MW naměřila AEMO 7. června v půlhodině končící ve 13:00, nejvyšší vybíjení 3 759 MW v pátek 26. června v půlhodině končící v 18:00.

Rozpětí, ze kterého baterie žijí

Velké úložiště vydělává hlavně na arbitráži: koupí elektřinu, když je levná, a prodá ji, když je drahá. Rozhoduje tedy rozdíl mezi tou nižší a tou vyšší cenou, cenové rozpětí. A to se v národní soustavě během roku ztenčilo z 342 na 51 australských dolarů za megawatthodinu, tedy o 85 procent. Server Energy-Storage.News to přepočítal na asi 35 amerických dolarů.

Kleslo ve všech regionech, ale ne stejně. Nejvíc v Novém Jižním Walesu, o 381 dolarů (90 procent) na 41 dolarů, a ve státě Victoria, o 350 dolarů (88 procent) na 50 dolarů. V Jižní Austrálii spadlo o 232 dolarů (80 procent) na 59 a v Queenslandu o 211 dolarů (79 procent) na 57.

Na výnosech je to vidět přesně tak, jak se dá čekat. Čistý výnos z arbitráže klesl o 68,1 milionu na 52,8 milionu dolarů, tedy o 56 procent. Hrubé příjmy z prodané elektřiny se přitom snížily jen o 44,5 milionu na 106,2 milionu. Rozdíl dělají náklady na nabíjení, které vyskočily z 29,8 na 53,4 milionu, o 79 procent. Protočené objemy tedy vzrostly na obou stranách, jenže zúžilo se právě to, z čeho arbitráž žije: rozdíl mezi cenou nákupu a cenou prodeje.

K tomu klesl výnos z podpůrných služeb pro řízení kmitočtu o 51 procent na 4,8 milionu. Celkem tak baterie v národní soustavě vydělaly odhadem 57,5 milionu dolarů, o 73 milionů méně než ve stejném čtvrtletí loni.

V Západní Austrálii je arbitráž ztrátová

Západní Austrálie má vlastní soustavu, s východní částí země nespojenou, a tam je situace ještě dál. Kapacita baterií v ní za rok vzrostla o 1 025 MW na 1 275 MW (5 140 MWh), tedy o 410 procent. Cenové rozpětí přitom spadlo z 33,39 dolaru za megawatthodinu na minus 2,71 dolaru. Nabíjení tam dohromady stojí víc, než kolik prodej vynese.

Baterie na západě proto celý čistý výnos berou z podpůrných služeb. Energetická část je v minusu, takže služby pro řízení kmitočtu tvoří sto procent výsledku. Na těchto trzích už baterie obsluhují 89 procent objemu, o 28 procentních bodů víc než loni.

Co zpráva o příčině tvrdí a co ne

U západní soustavy AEMO příčinu jmenuje: víc baterií zvedá poptávku a s ní i cenu během polodenního nabíjení a zároveň zvyšuje nabídku elektřiny večer, čímž stlačuje večerní ceny. Rozpětí se tak uzavírá z obou stran.

U národní soustavy na východě zpráva takhle přímo nemluví. Uvádí jen, že rozpětí se ztenčilo kvůli nižší cenové volatilitě a zužujícímu se rozdílu mezi cenou při nabíjení a při vybíjení. Odděleně od toho pak zmiňuje, že baterie začaly stanovovat cenu ve 36 procentech dispečerských intervalů, loni v 17 procentech. Souvislost se nabízí, ale doložená je jen v té západní části zprávy.

Zapadá to do širšího obrázku čtvrtletí. Průměrná velkoobchodní cena v národní soustavě byla 74 dolarů za megawatthodinu, o 47 procent nižší než loni a nejnižší pro druhé čtvrtletí od roku 2020. Podíl obnovitelných zdrojů stoupl na 42,1 procenta z loňských 37,1. Rozbor téhož čtvrtletí na australském serveru WattClarity dochází k témuž: cenových výkyvů ubývá.

Naše hodnocení: je to ukázka toho, že úložiště nemá stálou ekonomiku. Čím lépe baterie svou práci dělají, tedy čím víc srovnávají rozdíl mezi dnem a večerem, tím méně je za ni čím zaplatit. Kdo staví s výnosem z arbitráže v tabulce, počítá s číslem, na jehož snižování se sám podílí.

Kde jsme s tím u nás

U nás nemá tenhle efekt z čeho vzniknout. ČEZ Distribuce dostala za první pololetí 4 414 žádostí o připojení baterií se souhrnnou kapacitou 96,1 GWh, zatímco v provozu jsou v její síti dvě samostatná úložiště o 37,4 MWh. Australská čísla naznačují, na co bude potřeba myslet, až fronta začne odtékat.

Druhý srovnávací bod je Kalifornie, kde baterie dodaly v červenci ve špičce rekordních 12,99 GW. I tam se úložiště přesunula z role zálohy do běžného provozu.

Zdroje

• AEMO: Quarterly Energy Dynamics Q2 2026 (PDF, červenec 2026), primární zpráva za období 1. dubna až 30. června 2026
• Energy-Storage.News, 29. července 2026: Battery price spreads fall 85% in Australia's NEM in a year
• WattClarity, 16. července 2026: A down year: a review of Q2 2026 spot prices

Střídač je krabice, která mění stejnosměrný proud ze solárních panelů nebo z baterie na střídavý, jaký teče v rozvodné síti. Bez ní se ze solárního parku ani z domácího úložiště do soustavy nedostane nic. Dnešní kusy jsou přitom připojené k internetu, takže do nich výrobce může na dálku poslat novou verzi firmwaru.

Právě ta vzdálená správa stojí za rozhodnutím, které americká Federální komise pro komunikace (FCC) vydala 28. července 2026 pod číslem DA 26-786. Úřad pro veřejnou a vnitřní bezpečnost, který uvnitř FCC vede takzvaný Covered List, tedy seznam zařízení a služeb s nepřijatelným rizikem pro národní bezpečnost, na něj zapsal dvě nové položky: střídače vyrobené v zahraničí a pokročilá robotická zařízení vyrobená v zahraničí.

Kritériem je místo výroby, ne firma

První položky přibyly na Covered List v březnu 2021 a byly to jmenovitě uvedené firmy: Huawei, ZTE, Hytera, Hikvision, Dahua, později Kaspersky. Střídače jsou vedené jinak. Určení, které FCC dostala 27. července od mezirezortního orgánu svolaného Bílým domem, mluví o střídačích vyrobených v cizí zemi bez ohledu na národnost výrobce. FCC to v dokumentu ještě zdůrazňuje: nově zapsaná zařízení jsou určena místem výroby, ne subjektem.

Ten rozdíl není formalita. Na seznam se nedostal jen některý čínský výrobce, ale kterýkoli, kdo vyrábí mimo Spojené státy. Znění položky na seznamu je krátké: střídače vyrobené v zahraničí, s výjimkou těch, jimž byl udělen podmíněný souhlas. Udělit ho může ministerstvo války (Department of War) nebo ministerstvo vnitřní bezpečnosti; u robotů jen ministerstvo války. Řízení existuje a výrobce o ně musí požádat sám.

Co zákaz dělá a co nedělá

Tady se výklady rozcházejí nejvíc, takže přesně. Zápis na Covered List podle pravidel FCC znamená, že zařízení nesmí dostat autorizaci, tedy schválení, které americké předpisy vyžadují, než se elektronika smí dovézt, nabízet a prodávat.

Server Nextgov, který se věnuje federální správě, to shrnuje bez místa pro výklad: opatření se vztahuje jen na nové modely zařízení, kdežto zahraniční roboty a střídače, které autorizací FCC už prošly, se smějí dál dovážet, nabízet, prodávat a používat. Neomezuje ani nákup a provoz těchto zařízení federálními úřady. Fox Business uvádí totéž s odvoláním na FCC: omezení platí pro nové modely, které o autorizaci teprve žádají, a nedotýká se zařízení, která už lidé vlastní, ani výrobků schválených dřív.

Solární park, který 28. července běžel, se tedy nevypnul. Zavřela se cesta na trh pro modely, které autorizaci zatím nemají. Totéž platí pro bateriová úložiště, protože bez střídače se ani z baterie do sítě nic nedostane; o tom, jak dlouhá je fronta na jejich připojení v Česku, jsme psali u ČEZ Distribuce.

Čím to úřady zdůvodnily

Určení, ze kterého FCC vychází, míří na dvě věci naráz: na dodavatelský řetězec a na dálkové ovládání. V překladu redakce: „Chybějící bezpečný americký dodavatelský řetězec pro střídače a nepřetržitý příliv střídačů a jejich součástí vyrobených nebo ovládaných ze zahraničí představuje hrozbu pro hospodářskou a národní bezpečnost USA… Vzdálená konektivita střídačů vnáší další zranitelnosti, které se sčítají, jak zdrojů založených na střídačích v americké síti přibývá. Tyto zranitelnosti by mohly zahraničním firmám umožnit střídače vypnout nebo je použít ke sběru a odčerpání dat, k umožnění vzdáleného přístupu a sledování ze strany zahraničních vládních aktérů, případně je jinak zneužít kybernetickým útokem.“

Předseda FCC Brendan Carr v prohlášení uvedl, že určení výkonné moci vítá a že komise postupuje ve shodě s bezpečnostními úřady. Dodal, že FCC bude i nadále dělat svůj díl práce na zabezpečení kritických dodavatelských řetězců Spojených států.

Vlastní prověrka ministerstva energetiky nic takového nedoložila

Půl roku předtím prověřilo americké ministerstvo energetiky střídače samo. Zpráva datovaná 20. ledna 2026 se nezveřejnila, ministerstvo ji sdílelo jen s částí energetického oboru; její obsah popsala agentura Reuters. Úřad prohlédl zhruba 30 střídačů a u dvou našel odchylku od oficiální dokumentace. Závěr zněl, že prověrky nenašly nezvratný důkaz o úmyslně vložené škodlivé bezdrátové funkci ve zkoumaných střídačích, a obě odchylky vyhodnotil jako neškodné a nezáměrné.

Zpráva zároveň upozornila, že riziko vzdáleného přístupu nese každé zařízení, které umí komunikovat. Jediný napadený střídač podle ní ale nejspíš nedokáže ovlivnit síť jako celek. Obojí je součástí téhož dokumentu a do obrázku patří celé: ministerstvo nenašlo doklad úmyslu, riziko dálkového přístupu ale nepopřelo.

Střídače jsou na seznamu další v řadě

Zápis podle místa výroby není u FCC novinka, jen se rozšiřuje. Bezpilotní prostředky a jejich kritické součásti vyrobené v zahraničí přibyly na seznam 22. prosince 2025, směrovače vyrobené v zahraničí 23. března 2026 a nyní střídače a pokročilí roboti. Všechny čtyři položky mají stejnou stavbu: celá kategorie podle místa výroby a výjimka udělovaná jednotlivě.

Kolik zařízení tím fakticky vypadne z trhu, se z rozhodnutí vyčíst nedá, protože nezáleží na značce, ale na tom, kde která řada vzniká. Praktickou odpovědí bude až to, jak rychle začne fungovat řízení o podmíněném souhlasu. Dokud jím výrobce neprojde, jeho nový model na americký trh nesmí, i kdyby byl totožný s tím, který se tam prodává dnes.

Zdroje: Public Notice FCC DA 26-786 včetně platného znění Covered Listu, Nextgov, Fox Business a zpráva agentury Reuters o prověrce ministerstva energetiky. Přílohy s úplnými definicemi jsou v dokumentu FCC vloženy jako obrazové skeny, takže z nich nejde citovat strojově čitelný text.

Geotermální elektrárna Sabalan v provincii Ardabíl na severozápadě Íránu se 22. července 2026 připojila k celostátní rozvodné síti. Oznámila to skupina MAPNA, jejíž servisní společnost měla na starosti dozor a uvádění do provozu. Připojení potvrdil i ministr energetiky Abbás Alíábádí, jehož vyjádření otiskl o dva dny později deník Tehran Times. Je to první geotermální elektrárna v zemi.

Na výkonu se zdroje neshodnou

MAPNA uvádí 5,4 MW, ministerstvo energetiky mluví o pěti megawattech. Ani jeden ze zdrojů rozdíl nevysvětluje. Elektrárna stojí zhruba 25 kilometrů jižně od města Meškínšahr, ve výšce kolem 2 700 metrů nad mořem na svazích pohoří Sabalan. Podle MAPNA z ní zimní teploty, sníh a špatný přístup na staveniště udělaly jednu z technicky nejnáročnějších elektrárenských staveb v Íránu. Objednatelem je holding Thermal Power Plants Holding Company; Tehran Times ho uvádí pod jménem Thermal Power Generation Holding Company.

Geotermální elektrárna se od větrné nebo solární liší tím, že nezávisí na počasí ani na denní době. Vrt přivede z hloubky horkou vodu nebo páru, ta roztočí turbínu a ochlazená se obvykle vrací zpátky do ložiska. Výkon je proto skoro stálý, zato se zdroj nedá postavit kdekoli: musí pod ním být dost horké a propustné horniny.

Průzkum začal v roce 1975

Server ThinkGeoEnergy, který se geotermální energetice věnuje dlouhodobě, shrnul v článku k připojení dosavadní průběh projektu. První geotermální průzkumy začaly v oblasti v roce 1975, jako nadějná lokalita se Meškínšahr objevil v doporučeních z let 1995 a 1996. Plány na pětimegawattovou elektrárnu se dají dohledat nejpozději do roku 2011. Termíny spuštění pak podle serveru chodily jeden za druhým: 2013, 2015, 2021 a 2022.

Sám ThinkGeoEnergy v lednu 2020 poznamenal, že zprávy o tom, jak blízko je elektrárna ke spuštění, přicházejí znovu a znovu, a proto je bere s rezervou. Tehdejším zdrojem byl ministr Rezá Ardakánján, který brzké zprovoznění oznámil na jednání správní rady provincie Ardabíl.

Opravená zpráva z roku 2022

V srpnu 2022 přesto server vydal zprávu, že první íránská geotermální elektrárna je v síti a v provozu. Opíral se o rozhovor, který agentuře ISNA poskytl ředitel distribuční společnosti provincie Ardabíl. Letos k té zprávě přibyla poznámka redakce datovaná 28. července 2026, tedy šest dní po skutečném připojení. V překladu zní: „Geotermální elektrárna Meškínšahr nebyla uvedena do provozu v roce 2022, jak uvádí tento článek, ale zprovoznila se až v roce 2026. Vzhledem k řadě termínů spuštění ohlašovaných v průběhu let se mnoho zpráv o této elektrárně ukázalo jako nepodložených a předčasných. Omlouváme se za toto opomenutí.“

Pět megawattů z odhadovaných 250

Elektrárna je pilotní a stojí nad ložiskem s odhadovanou výrobní kapacitou kolem 250 MW. Vyplývá to z vyjádření ministra Alíábádího, které otiskl deník Tehran Times. Podle něj vrty jdou do hloubky asi 3 000 metrů a samy o sobě by unesly 30 MW; v první etapě se z nich využívá pět. Investici vyčíslil na 10 milionů eur. Dalším krokem má být rozšíření elektrárny a stávajících vrtů, pak celého prozkoumaného ložiska a nakonec geotermální elektrárny jinde v zemi.

Alíábádí zároveň zmínil, že závěrečné fáze synchronizace země připravovala za válečného stavu. Blíž to nerozvedl.

Proč do toho Írán šel

Alíábádí uvedl jako důvody získání technologie a znalostí pro provoz geotermálních ložisek, jejich zvládnutí domácími silami a snížení závislosti na fosilních zdrojích. Od elektrárny si slibuje i příliv turistů do oblasti. MAPNA k tomu dodává, že výroba proudu se u geotermálního zdroje obejde bez spalování paliva, což zemi ubere emise a spotřebu fosilních paliv.

Připojením se Írán podle ThinkGeoEnergy stal jednou ze dvou zemí západní Asie, které mají geotermální elektrárnu v provozu. Tu druhou server nejmenuje.

Čím se těch pět megawattů zaplatí, ukážou až další etapy. V íránské soustavě je to podíl, který se ve statistice ztratí, a odhad 250 MW zatím stojí na průzkumu, ne na odvrtaném ložisku. Podle nás je na celé věci pozoruhodnější něco jiného: termín spuštění se u toho projektu ohlásil nejméně čtyřikrát, než k němu opravdu došlo, a jednu z těch zpráv šlo opravit až po čtyřech letech.

Zdroje: tisková zpráva skupiny MAPNA, ThinkGeoEnergy, Tehran Times.

Investiční plány distributorů elektřiny bývají zpráva pro odborný tisk a nikoho jiného. Tenhle je jiný, protože v číslech, kterými ČEZ Distribuce 22. července svůj plán zdůvodnila, je vidět obrat, o kterém se roky mluvilo v budoucím čase.

Fronta je dva a půl tisíckrát větší než provoz

Za první pololetí letošního roku dostala společnost 4 414 žádostí o připojení bateriových úložišť. Souhrnná kapacita, o kterou si žadatelé řekli, je 96,1 GWh.

Proti tomu stojí druhé číslo ze stejné zprávy: v síti ČEZ Distribuce dnes běží dvě samostatná úložiště o kapacitě 37,4 MWh. Poměr mezi tím, co je v provozu, a tím, oč si někdo požádal, je zhruba 1 : 2 500.

To číslo je namístě číst opatrně. Žádost o připojení není postavené úložiště a velká část zájmu se nikdy nepromění ve stavbu – u fotovoltaiky se to opakovalo roky. Přesto je rozdíl tak velký, že vypovídá i po nejpřísnějším odečtu: distribuční síť dostává poptávku, na kterou nebyla stavěná.

Solár brzdí

Druhá polovina obratu je stejně výrazná. Nových solárních elektráren připojila ČEZ Distribuce za pololetí 5 981, tedy o 35 procent méně než loni. Celkem jich v síti má přes 157 tisíc.

Není to konec solární výstavby, ale konec jejího nejprudšího období. Dotační vlna odezněla, výkupní ceny klesly a majitel střešní elektrárny už neřeší, jestli si ji pořídit, ale co s výrobou v poledne, kdy ji nikdo nechce. Odpověď na to je baterie – a přesně tam se poptávka přesunula.

Devadesát tři miliard do roku 2030

Sama investice zní takto: přes 93 miliardy korun do konce roku 2030, z toho zhruba 18,5 miliardy letos. Peníze mají jít na rozšíření sítě pro nové odběratele a obnovitelné zdroje, na bateriová úložiště a na digitalizaci a automatizaci provozu.

Generální ředitel ČEZ Distribuce Martin Změlík k tomu uvedl, že společnost investuje do rozvoje, obnovy a posílení distribuční sítě tak, aby vyhověla požadavkům zákazníků.

Že nejde o krok jedné firmy, ukazuje okolí. Provozovatel přenosové soustavy ČEPS počítá s třinácti miliardami ročně, distributor EG.D zvedl investice o polovinu na víc než devět miliard a Pražská energetika letos poprvé překročí tři miliardy.

Proč zrovna teď

Baterie v síti dělají něco, co elektrárna neumí: posouvají výrobu v čase. Solární elektrárna dodá nejvíc v poledne, spotřeba vrcholí večer, a čím víc soláru v síti je, tím dražší je ten rozdíl vyrovnávat plynem nebo dovozem. Úložiště ten polední přebytek uklidí a večer ho vrátí.

Že to funguje i ve velkém, ukázala letos v červenci kalifornská soustava, kde baterie ve večerní špičce dosáhly rekordního výkonu 12,99 GW. Rozdíl je v měřítku, ne v principu.

Pro distributora z toho ale plyne práce navíc. Úložiště se musí někam připojit, síť v daném místě to musí unést a musí existovat pravidla, kdo smí kdy nabíjet a vybíjet. Devadesát tři miliardy jsou z velké části právě tohle – ne baterie samotné, ale místo, kam je zapojit.

Co z toho plyne

Pro domácnost s fotovoltaikou se nic nemění hned; fronta 4 414 žádostí je hlavně o velkých úložištích, ne o bateriích ve sklepě.

Podstatné je něco jiného. Když se poměr mezi provozem a poptávkou pohybuje v takovém řádu, rozhodne o dalších letech ne technologie, ale rychlost, s jakou se dá do sítě zapojit. A to je věc povolování a kapacity přípojných míst, ne článků v bateriích.

Zdroje: oEnergetice.cz a Ekonomický deník, oba 22. července 2026.

Livermorská národní laboratoř (LLNL) oznámila 16. července, že prototyp pulzního zdroje Sirius má za sebou 3 000 výstřelů. Každý z nich trvá 100 nanosekund a dodá 60 GW do zátěže s účinností 95 %. Sirius patří laboratoři; kampaň proběhla v rámci dohody o spolupráci s firmou Pacific Fusion, která na stejné architektuře staví zdroj pro budoucí fúzní zařízení.

Na téhle zprávě je zajímavější to, co v ní není, než to, co v ní je.

Na druhém konci nebylo palivo

Sirius je čtyřstupňový prototyp impedančně přizpůsobeného Marxova generátoru (IMG). Marxův generátor je stará známá věc: nabije kondenzátory vedle sebe a pak je přepne za sebe, takže se napětí sečte. IMG je jeho novější podoba, která podle popisu laboratoře nabíjí kondenzátory paralelně a vybíjí je v jediném kroku přes přesně načasované stupně.

Pulz ale nemířil do fúzního paliva. Mířil do odporové zátěže, tedy do součástky, která elektřinu promění v teplo. Kampaň nezjišťovala, jestli něco vzplane. Zjišťovala, jestli stroj vydrží střílet pořád dokola: laboratoř uvádí, že spínače odsloužily celou sérii a že poruchovost součástek včetně kondenzátorů zůstala v mezích požadavků.

Šedesát gigawattů, které nejsou šedesát gigawattů

Číslo 60 GW svádí ke srovnání s energetickou soustavou. Takové srovnání ale plete dvě různé veličiny. Výkon je energie za čas, a čas je tady desetina mikrosekundy.

Když se to vynásobí, vyjde na jeden pulz zhruba 6 kJ – to je náš přepočet, ne údaj z tiskové zprávy. Šest kilojoulů spotřebuje dvoukilowattová rychlovarná konvice za tři sekundy. Pro srovnání s něčím, o čem už jsme psali: kalifornské baterie dodávaly ve večerní špičce 12,99 GW, jenže hodiny v kuse, ne desetinu mikrosekundy.

Smysl pulzní energetiky není v množství energie, ale v tom, jak rychle se dá dodat. Fúzní palivo se musí stlačit dřív, než se stihne rozletět.

Proč zrovna tři tisíce

Číslo není kulaté náhodou. Výzkumník LLNL Bill Stygar v tiskové zprávě říká, že u budoucího urychlovače postaveného na IMG je spolehlivost klíčový požadavek a že takové systémy můžou potřebovat součástky schopné provozu „až sto výstřelů ročně po třicet let“ (přeloženo). Sto krát třicet je tři tisíce – tuhle aritmetiku ve zprávě nikdo nedělá, plyne ale z čísel, která v ní stojí vedle sebe.

Projektový manažer laboratoře Kumar Raman k tomu dodává větu, která vysvětluje, proč se to muselo odstřílet doopravdy: „Počítačová simulace nám neřekne, jaká je životnost součástky, ani jaká je četnost předčasných sepnutí spínače nebo poruchovost kondenzátorů.“ (přeloženo)

Podle Ramana je přednost IMG v poměrné jednoduchosti: běžné pulzní stroje často potřebují několik stupňů komprese pulzu, což přidává složitost, nároky na údržbu i otázky bezpečnosti.

Kam to má vést

Spolupráce běží pod dohodou typu CRADA, kde laboratoř a firma sdílejí zkušební zařízení. Technický ředitel Pacific Fusion Keith LeChien, spoluautor architektury IMG ještě z dob v laboratoři, v tiskové zprávě uvádí, že firma staví modul pro svůj vysokovýtěžný fúzní systém, který je „zhruba čtyřicetkrát větší v paralelním uspořádání“ (přeloženo).

Zbytek plánů už v tiskové zprávě laboratoře není a přebírají ho odborné servery od firmy samotné: prototyp postavený letos v červnu má být asi jedenáctkrát větší než Sirius a dodávat 440 GW při napětí 1,1 MV v 80 nanosekundách, demonstrační zařízení má vyrůst v Albuquerque v Novém Mexiku a čistý energetický zisk celého zařízení firma slibuje k roku 2030. Na svých vlastních stránkách přitom Pacific Fusion žádné z těchto čísel neuvádí – mluví jen o cíli dostat ze zařízení víc energie, než do něj půjde.

Jedenáctkrát a čtyřicetkrát si neodporují: první číslo patří stroji, který už stojí, druhé modulu, který se teprve staví.

Co ta zpráva neříká

Neříká nic o fúzi. Žádné palivo, žádné plazma, žádný energetický zisk. Je to zpráva o tom, že se kus elektrotechniky dá spustit tři tisíckrát a nerozpadne se – což je u stroje, který má jednou běžet desítky let, podmínka nutná, ne dostačující.

Naše hodnocení: právě tenhle druh výsledku se v přetiscích nejsnáz zamění za pokrok ve fúzi. Rozdíl mezi „vydrželo to střílet“ a „vyrobilo to energii“ je celý zbytek cesty.

Zdroje: tisková zpráva Lawrence Livermore National Laboratory ze 16. července 2026 a rozbor serveru POWER Magazine z téhož dne; parametry červnového prototypu potvrzuje i Interesting Engineering.

Platí se za pohotovost, ne za elektřinu

Aukce běží podle zákona StromVKG, tedy zákona o zajištění bezpečnosti dodávek elektřiny a o poskytnutí nových kapacit. Vysoutěžená částka není cena elektřiny. Je to roční platba za to, že zdroj bude patnáct let k dispozici pro chvíle, kdy nefouká a nesvítí a nedá se dost elektřiny ani dovézt. Strop pro první kolo je 244 000 eur za megawatt a rok, a ten megawatt se počítá zvláštním způsobem, o kterém je řeč hned v dalším oddílu.

Do aukce se dostane jen zdroj, který splní požadavky na umístění a na technické vlastnosti. Jedním z nich je schopnost dodávat okamžitou rezervu, tedy setrvačnost, která podrží kmitočet sítě v prvních vteřinách výpadku, a to i ve chvíli, kdy elektrárna zrovna nevyrábí.

Jeden megawatt neznamená jeden megawatt

Objem 4 500 megawattů se nepočítá v instalovaném výkonu, ale v redukovaném. Každá třída techniky má v příloze 4 zákona koeficient, kterým se jmenovitý výkon násobí, a teprve výsledek se do objemu započítá. Hodnoty jsou tyhle:

• paroplynová elektrárna, i na vodík: 0,85
• baterie s výdrží 10 hodin: 0,58, s výdrží 20 hodin 0,85, s výdrží 24 hodin 0,89
• přečerpávací elektrárna s výdrží 10 hodin: 0,51, s výdrží 20 hodin 0,75
• spalovna odpadu 0,99, geotermální zdroj 0,97, průtočná vodní elektrárna 0,94
• vítr na souši 0,04, vítr na moři 0,09, fotovoltaika 0,02

Co ten koeficient znamená v praxi: sto megawattů ve fotovoltaice se do objemu započítá jako dva megawatty, sto megawattů v paroplynové elektrárně jako pětaosmdesát. Přepočty jsou naše, zákon uvádí jen koeficienty.

Baterie mají laťku výš než plyn

Úložiště se smí do aukce přihlásit teprve tehdy, když vydrží dodávat aspoň deset hodin v kuse. Kratší baterie mají v tabulce místo koeficientu pomlčku. Dvacetihodinová baterie se dostane na 0,85, tedy přesně na hodnotu paroplynové elektrárny.

Rozdíly jsou ale i jinde. Tatáž tabulka přiřazuje bateriím technický faktor dostupnosti 1,00, kdežto paroplynovým elektrárnám 0,85; pv magazine to čte tak, že po bateriích aukce žádá stoprocentní technickou dostupnost. Cyklická účinnost, tedy podíl energie, který se z úložiště vrátí zpátky do sítě, je u baterií stanovená na 0,92. U přečerpávacích elektráren na 0,80.

Zástupci oboru úložišť to podle pv magazine kritizují: zákon je sice formálně otevřený všem technikám, jenže konkrétní technické požadavky dělají z dlouhodobých bateriových úložišť prakticky nekonkurenceschopného uchazeče. Požadovaná účinnost 92 procent je podle téhož zdroje problém hlavně pro průtokové baterie, které se pro dlouhé výdrže jinak hodí.

Články a střídače z Evropy

Aukce má i požadavek na původ součástek. Klíčové díly včetně bateriových článků a střídačů musí pocházet z Evropské unie nebo ze státu, který má s unií dohodu o volném obchodu. Agentura k tomu vydala formulář a 29. července ho musela opravit: v seznamu států chyběly Etiopie, Východní Timor, Šalomounovy ostrovy a Jižní Korea. Nabídky podané na starší verzi formuláře přijme i tak.

Sever dřív, jih s odpočtem

Aukce má zabudované řízení podle místa. Zákon v paragrafu 48 ukládá agentuře, aby ve chvíli, kdy by nabídky elektráren na síťovém severu poprvé překročily třetinu celkového objemu, odečetla nabídkám z jihu 16 000 eur za megawatt redukovaného výkonu a rok. Jižní projekt tím v pořadí vypadá levněji, než ve skutečnosti je. Cílem je podle serveru Solarserver řídit, kde nové elektrárny vzniknou.

Nabídka za 956 eur, výsledek nejistý

Podat nabídku není zadarmo. Za každou se platí poplatek 956 eur, a to i tehdy, když ji uchazeč do termínu stáhne. K tomu je nutná jistota ve výši 15 procent stropu vynásobených nabízeným redukovaným výkonem. Agentura sama uvádí příklad: u nabídky na dva megawatty redukovaného výkonu je to 73 200 eur.

A tady je věc, kterou zprávy o aukci zmiňují jen okrajově. Paragraf 87 zákona StromVKG říká, že řada jeho ustanovení se smí použít teprve po schválení Evropskou komisí z hlediska veřejné podpory a jen v mezích toho schválení. Agentura z toho v právní poznámce vyvozuje, že samotná aukce proběhne, ale zadávací řízení smí provést až po schválení. Doslova pak dodává, že příprava a podání nabídky se dějí na vlastní riziko a náklady s tím spojené se nehradí. K 29. červenci, kdy agentura stránku naposledy aktualizovala, schválení pořád chybělo.

Zákon přitom nabyl účinnosti až 22. července, tedy den po zveřejnění oznámení o aukci. Agentura k tomu píše, že nové oznámení po nabytí účinnosti už nevydá.

Prezident agentury Klaus Müller k tomu uvedl, že zákon má vytvořit rámec, aby měl trh s elektřinou i do budoucna dost zajištěného výkonu. „Bundesnetzagentur se důkladně připravovala už před schválením zákona. Aukce teď provedeme s největší pečlivostí, ale svižně. Naším cílem je, aby první zdroje mohly vzniknout co nejdřív,“ dodal. Přeloženo z němčiny.

Termíny do listopadu

Zákon dává agentuře na vyhlášení výsledků nejvýš osm týdnů od termínu nabídek. Podle serveru Solarserver chce agentura zveřejnit zakázky do 3. listopadu a už 10. listopadu oznámit termín druhého kola. Celkem je podle pv magazine naplánováno šest kol: nejdřív dvě na dlouhodobé kapacity po 4 500 megawattech, pak aukce na více než 2 gigawatty výrobních kapacit a od roku 2029 tři další. Obě letošní kola mají proběhnout ještě do konce roku.

Kdo to zaplatí, je jasné dopředu: kapacitní platby se rozpustí do poplatku, který nesou odběratelé. Několik rozborů, na které pv magazine odkazuje, odhaduje dopad na něco málo přes jeden cent za kilowatthodinu. Kolik to bude doopravdy, se pozná až podle vysoutěžených cen v listopadu.

Zdroje: oznámení prvního termínu nabídek na webu Spolkové síťové agentury a úplné znění zákona StromVKG včetně přílohy 4 s koeficienty. O aukci psaly také pv magazine, Solarserver a Energy-Storage.News.

Devátého července vydaly během večerní špičky baterie v oblasti kalifornského provozovatele soustavy CAISO 12,99 gigawattu. Je to nejvíc v historii této sítě a v okamžiku maxima to odpovídalo 36 procentům veškeré poptávky regionu. Pro představu, je to víc elektřiny, než spotřebuje New York v horkém letním dni.

Proč je večer nejtěžší část dne

Kalifornská soustava má potíž, kterou v grafech poznáte na první pohled. Přes den vyrábějí solární elektrárny tolik, že se výroba z ostatních zdrojů propadá. Jakmile slunce zapadne, solární výroba během hodiny nebo dvou zmizí. Jenže lidé v tu chvíli přicházejí domů, zapínají klimatizaci a spotřeba roste. Křivka zbytkové poptávky, tedy toho, co po odečtení soláru musí dodat ostatní zdroje, proto připomíná obrys kachny: hluboké polední břicho a strmý večerní krk. Odtud přezdívka kachní křivka.

Ten strmý večerní nárůst se donedávna dokrýval hlavně plynovými elektrárnami, protože umějí rychle najet. Právě tuhle roli teď přebírají baterie. Přes den se nabijí z přebytku, který by se jinak musel omezit, a večer ho vrátí zpátky do sítě.

Dva rekordy ve dvou dnech

Den po bateriovém maximu, 10. července, padl druhý rekord. Solární elektrárny v oblasti CAISO dodaly 23 gigawattu a pokryly 72 procent odpolední poptávky. Byl to už třetí solární rekord od 1. června. Obě čísla pocházejí ze souhrnu americké oborové asociace SEIA, který převzala odborná média.

Texas jde stejným směrem, jen s jinými čísly. V oblasti provozovatele ERCOT dodaly 9. července solární elektrárny 35,425 gigawattu, tedy víc, než činí celý kalifornský solární rekord. Baterie tam 13. března pokryly 20 procent večerní poptávky a o den později dodaly obnovitelné zdroje dohromady 79 procent spotřeby státu. Společný rekord všech obnovitelných zdrojů padl 14. května na 52 gigawattů.

Co se letos staví

Rekordy nejsou náhoda. Jsou přímým důsledkem toho, co se do sítě připojuje. Podle americké Energetické informační správy (EIA) má letos ve Spojených státech přibýt 86 gigawattů nových velkých zdrojů. Z toho 43,4 GW připadá na fotovoltaiku (51 procent), 24 GW na bateriová úložiště (28 procent), 11,8 GW na vítr a jen 6,3 GW na plyn. Samotná Kalifornie má přidat 3,4 GW baterií, tedy zhruba sedminu všech amerických přírůstků. EIA tato data zveřejnila letos v únoru na základě prosincové inventury elektrárenských bloků.

Podle SEIA tvořily fotovoltaika a úložiště v prvním čtvrtletí 91 procent všech nově připojených kapacit v zemi. Je to nejvyšší čtvrtletní podíl, jaký kdy tato dvojice měla. V květnu navíc fotovoltaika poprvé v americké historii vyrobila za měsíc víc elektřiny než uhlí. Na celkové americké výrobě se dnes podílí zhruba třinácti procenty.

Kam se to posunulo za dva roky

Jak rychle se to změnilo, je nejlépe vidět na srovnání s nedávnou minulostí. V dubnu 2024, kdy Kalifornie hlásila deset gigawattů instalovaných baterií, činil večerní rekord vybíjení sedm gigawattů. Večerní výroba z plynu už tehdy klesla z dřívějších devíti až deseti gigawattů na zhruba pět. Za dva roky se tedy rekord vybíjení téměř zdvojnásobil.

Co to ještě neznamená

Následující odstavec je hodnocení, ne zpráva. Baterie žádnou elektřinu nevyrábějí, pouze ji přesouvají v čase. Kalifornská úložiště se stavějí typicky na několik hodin plného výkonu, takže zvládnou večerní špičku, ne několikadenní výpadek výroby. Rekord z 9. července navíc platil v okamžiku maxima, ne po celý den. A pokrytí 36 procent poptávky z baterií znamená, že zbylé dvě třetiny přišly odjinud, plyn nevyjímaje.

Posun je přesto měřitelný a docela zásadní. Zdroj, který se ještě před několika lety bral jako drahá pojistka pro krizové situace, dnes v největší americké soustavě rutinně obsluhuje nejnáročnější hodiny dne. To je úplně jiná role než pojistka.

Zdroje: souhrn rekordů asociace SEIA v podání serverů ess-news a CleanTechnica, dále přehled plánovaných kapacit na rok 2026 od EIA a starší rozbor kalifornských večerních špiček na serveru Canary Media z května 2024, ze kterého pochází srovnání s rokem 2024.