Neustále opakovaný, ale zcela nepravdivý mýtus o větrných elektrárnách zní: každá větrná elektrárna musí být zálohována „horkým“ zdrojem, protože vítr může přestat foukat. To opět může tvrdit (a opakovat a ignorovat skutečnosti) jen zcela nezasvěcený laik. Je třeba si uvědomit zákonitosti energetických sítí a reálný poměr mezi instalovaným výkonem větrných elektráren v síti (v Česku v současnosti 160 MW) a celkovým tokem v síti – kolem 10 000 MW výkonu. (Pro porovnání poměrů – rozjíždějící se Pendolino znamená nárůst spotřeby v síti 7 MW, provoz válcovny železa s sebou nese výkyvy až 50 MW…) Norma pro zabezpečení sítě je taková, že tzv. pohotovým („horkým“) výkonem musí být zálohován největší jednotkový výkon v síti, v našem případě 1000 MW (jeden generátor JTE Temelín). Tato záloha tedy s velkou rezervou pokrývá výpadky každého z menších zdrojů, včetně větrných elektráren. Přitom v našich podmínkách rozptýlení větrných zdrojů ve více regionech s různými klimatickými poměry je stav okamžitého zastavení provozu všech elektráren proto, že „přestane foukat“ naprosto nepravděpodobný. Výkon větrných elektráren přitom lze na základě meteorologických předpovědí s velkou mírou pravděpodobnosti předikovat. Pro tzv. zálohování větrných elektráren tedy v Česku nemusí být v horké pohotovosti ani jeden MW výkonu.
Vděčným tématem a dalším pseudoargumentem proti větrným elektrárnám jsou hrozící situace kolapsu sítě, tzv. „blackouty“. V mediálně široce, většinou však zjednodušeně a nezasvěceně popisované situaci z loňského roku nebyl hrozící výpadek v žádném případě u nás způsoben přetížením sítě z tuzemských větrných elektráren, ale snahou distributorů „přetáhnout“ přes naše území co největší výkon z elektráren v severních spolkových zemích SRN na jih této země, případně do Itálie (kde klimatizace tou dobou běžely naplno). Německé sítě to samy nejsou schopny zvládnout, což je mj. způsobeno jejich strukturou z časů existence jeho části pod hlavičkou NDR. O rok dříve nastala podobná situace v Německu tím, že bylo záměrně vypnuto jedno vedení VVN, protože pod ním v ústí Labe proplouvala jedna z největších turistických zámořských lodí a dráty byly „proklatě blízko“ nad jejími komíny a přetížená paralelní vedení to prostě nezvládla.
Divím se, že po několika podobných situacích v minulých letech nebyla přijata smluvní opatření, která by vedla k omezení výkonu na větrných elektrárnách v zemi původu elektřiny. Větrné elektrárny je možné v určitém území částečně nebo zcela odstavit bez jakýchkoliv problémů takřka okamžitě (a také to „samy“ díky instalované diagnostice a software umí například právě při poruše v síti, kam proud dodávají). I samotná zpráva ČEPS o loňské situaci hrozícího blackoutu přitom vnímavému čtenáři potvrdí, že ke kolapsu sítě málem vedl až neplánovaný nárůst přenosu o 1500 MW, takže lze vyvodit, že například třetinová hodnota výkyvu o 500 MW je sítí a jejími mechanismy běžně zvládnutelná. Ke cti provozovatele naší sítě svědčí, že se jeho odborníci aktivně a bez předsudků podílejí na studiích a modelování vlivu reálných výkyvů výkonu větrných elektráren na našem území (i těch, které by v rámci reálných možností mohly být v příštích letech postaveny) spolu s dalšími subjekty, tedy především provozovateli větrných elektráren, ve společné expertní skupině.
Větrné elektrárny však mohou být v rámci sítí – a zejména pak v tzv. „smart grids“, tedy malých či lokálních sítích, jejichž myšlenku v posledním období zdá se přijal i ČEZ a chce do nich výrazně investovat, jejich významnou součástí. Mohou se například vzájemně doplňovat s jinými obnovitelnými zdroji v regionu, zejména s bioplynovými stanicemi s možností akumulace energie v podobě bioplynu, případně s fotovoltaikou, která dosahuje nejvyššího využití ve slunečných dnech, kdy je vítr zpravidla jen mírný. Projekty a realizacemi malých sítí a jejich zapojení do národních sítí se EU zabývá již několik let. Vedou k tomu i bezpečnostní hlediska spojená s velkou zranitelností velkých zdrojů a omezené, legislativně, administrativně i finančně nesmírně náročné možnosti výstavby nových dálkových tras.
V Dánsku, kde již nyní dosahuje podíl větrné energie na celkové spotřebě více než 23 %), jdou projekty v souvislosti s vývojem elektromobilů ještě dál. Elektrická energie, uložená v akumulátorech aut, by se mohla dokonce stát prostředkem stabilizace rozvodné sítě, ať už v měřítku zmíněných „smart grids“, nebo i celé národní sítě. Elektromobily by byly při každém stání zapojeny do síťového zdroje nabíjecího proudu. Nabité akumulátory by pak představovaly rezervu pro překonávání výkyvů spotřeby v síti. Rozvodné společnosti tuto špičkovou energii zpravidla nakupují za citelně vyšší cenu, než běžnou nebo tzv. „noční“ elektřinu, což by bylo v důsledcích výhodné i pro automobilisty. Rozvodné společnosti by ušetřily za nákupy špičkové elektřiny a mohly by se o vzniklé úspory podělit právě s nimi. Propočty ukazují, že by takový systém mohl v Dánsku fungovat při zapojení 100 tisíc osobních automobilů a že by tím průměrný majitel osobního auta mohl ročně tímto „skladováním energie“ vydělat až 1300 €.