Výroba elektřiny přitahuje pozornost už delší dobu. Skutečný příběh se ale odehrává jinde – v měděných a hliníkových kabelech, transformátorech a rozvodnách, které elektřinu teprve dopravují k zákazníkům. Do elektrických sítí v Evropě a Severní Americe míří rekordní kapitál. Jaké to má důvody, vysvětluje ve svém komentáři pro Forbes portfolio manažer J&T investiční společnosti Martin Seyček.
Kolik peněz jde do elektrických sítí?
Podle Mezinárodní energetické agentury (IEA) dosáhnou letos globální investice do elektrických sítí zhruba pěti set miliard dolarů (10,4 bilionu korun).
V Evropě podle společnosti BloombergNEF vzrostly investice do sítí v roce 2025 o 23 procent na 105 miliard dolarů. Ve Spojených státech jsou tyto investice v podobných řádech. Investice tedy již rostou, ale ten hlavní nárůst v následující dekádě nás teprve čeká.
Důvod první: síť zestárla
Velká část této infrastruktury na obou stranách Atlantiku vznikla v šedesátých až osmdesátých letech minulého století, v průměru je tedy čtyřicet až šedesát let stará, podobně jako samotné uhelné, plynové a jaderné elektrárny.
Síť postavená pro éru televizorů a praček dnes musí zvládat datová centra a elektromobily a k tomu integrovat obnovitelné zdroje. Obnova není volba, ale nutnost.
Důvod druhý: spotřeba elektřiny po letech stagnace roste
Elektrifikace dopravy a vytápění spolu s boomem datových center pro umělou inteligenci obracejí dlouholetý trend ploché poptávky. Každé tepelné čerpadlo, nabíjecí stanice pro elektromobil nebo datacentrum znamená nové zatížení elektrické sítě.
IEA proto označuje investice do sítí za urgentní prioritu – a připomíná, že ceny a dodací lhůty klíčových komponent, jako jsou transformátory a kabely, kvůli napjatým dodavatelským řetězcům rostou.
Důvod třetí: obnovitelné zdroje potřebují „silnici“
Zatímco uhelná či plynová elektrárna vyrábí energii stabilně v místě s dobrým napojením, obnovitelné zdroje fungují jinak. Fotovoltaika na jihu Španělska nebo větrníky v Severním moři vyrábějí energii tam, kde zrovna svítí nebo fouká, často daleko od velkých měst a průmyslových center, navíc někdy i v časech, kdy ji nikdo nepotřebuje.
Nedostatečná kapacita sítí vede k jevu zvanému curtailment (nucené odpojování zdrojů) nebo k výskytu takzvaných záporných hodin, kdy je na trhu přebytek zelené elektřiny, kterou síť neumí přenést spotřebitelům.
Kdo to celé zaplatí?
Přenosová síť funguje jako vysokonapěťová energetická dálnice, která přenáší elektřinu na velké vzdálenosti z hlavních elektráren do jednotlivých regionů. Distribuční síť pak představuje místní silniční síť nižšího napětí, která tuto elektřinu rozvádí přímo ke koncovým spotřebitelům.
Vlastníci přenosových a distribučních sítí jsou regulované monopoly – jejich zisk neurčuje trh, ale regulátor, a roste především s objemem schválených investic (regulační bází aktiv).
Regulátor schvaluje provozovateli sítě investiční plán a z hodnoty takto uznaného majetku (takzvaná regulační báze aktiv, RAB) mu na několikaleté regulační období stanoví povolené výnosy – tedy návratnost vloženého kapitálu (povolené WACC).
Tyto povolené výnosy se pak rozpočítají do regulovaných síťových tarifů, které jsou součástí faktury za elektřinu – investice v naprosté většině tedy platí spotřebitel.
Investice elektrických utilit
Současný investiční boom je pro majitele elektrických sítí růstovým motorem. Díky stabilnímu, předvídatelnému cash flow jde typicky o dividendové tituly, které trh dlouho vnímal jako „náhradu dluhopisů“.
Toto přirovnání ale platí jen částečně: podobně jako dluhopisy jsou tyto tituly citlivé na růst úrokových sazeb, na rozdíl od nich však nabízejí růst hodnoty aktiv a často i ochranu proti inflaci.
Rizikem je regulátor, který může v dalším období snížit povolenou návratnost, a napjaté rozvahy – masivní investiční výdaje někdy nutí firmy krotit dividendy ve prospěch investic, případně vydávat nové akcie a ředit stávající investory.
Integrované utility (ČEZ, Iberdrola, SSE, PPC, nově i RWE) pak kombinují regulované sítě s tržní výrobou elektřiny a prodejem: regulovaná část dodává stabilitu, výrobní část vyšší potenciál i volatilitu.
Britská SSE staví přenosové trasy pro skotský offshore vítr, německý RWE nově investoval do provozovatele přenosové soustavy Amprion, který buduje klíčové HVDC koridory ze severu na jih Německa. Řecká PPC provozuje regulované distribuční sítě v Řecku a Rumunsku.
Lopaty a krumpáče
Na zvýšených investicích do elektrických sítí a potažmo celé energetiky ale nevydělají jen samotné utility. Mezi dodavateli energetických firem těží z boomu výrobci vysokonapěťových kabelů (Nexans, Cenergy, Prysmian, NKT) a výrobci transformátorů (Siemens Energy, GE Vernova, Hitachi Energy, Končar).
Dále jsou to EPC společnosti, které elektrické sítě navrhují a následně pro utility stavějí (Quanta Services, MasTec, Spie a další).
Co přinese budoucnost?
Investice do elektrických sítí nejsou sázkou na jednu technologii, ale na prostou fyziku: ať vyhraje slunce, vítr, jádro, či plyn, elektřina se bez drátů k zákazníkovi nedostane.
Cyklus má i svá rizika – zdlouhavé povolování, úzká hrdla v dodávkách komponent a rostoucí tlak na účty spotřebitelů, kteří síťové investice nakonec zaplatí v regulovaných tarifech. Směr je však zřejmý: po dekádách, kdy svět investoval hlavně do výroby elektřiny, přichází dekáda drátů.
