Za touto cenou stojí desítky let investic, významná role jaderných elektráren, rychlý rozvoj větru i způsob, jakým se na vlastnictví energetických zdrojů podílejí průmyslové podniky a obce. Finský příběh je zajímavý právě tím, že žádná z jeho jednotlivých součástí sama o sobě nestačí.

Než se ale podíváme, jak celý systém funguje, je potřeba vyjasnit jednu zásadní věc: elektřina za korunu na velkoobchodním trhu neznamená, že finská domácnost zaplatí korunu za kilowatthodinu na konečné faktuře. A tvrzení, že Finsko má nejlevnější všechny energie v Evropě, jde dál, než dovolují dostupná data.

Částky v článku jsou pro srozumitelnost přepočteny jednotným kurzem ČNB k 7. říjnu 2026: 24,43 Kč za euro (1 EUR). Jde o orientační přepočet finských cen do korun, nikoli o české tarify nebo historický kurz platný při jednotlivých nákupech.

Nejvýrazněji je finská výhoda vidět ve firemních cenách. Podle Eurostatu platili ve druhém pololetí roku 2025 ne-domácí odběratelé ve sledované kategorii roční spotřeby 500 až 2 000 megawatthodin ve Finsku v průměru přibližně 1,83 Kč za kilowatthodinu (0,0748 EUR/kWh). Průměr Evropské unie činil přibližně 4,49 Kč (0,1837 EUR/kWh). Finská cena tak byla zhruba o 59 procent nižší. Toto srovnání zahrnuje nevratné daně, ale nezahrnuje daně, které si odběratel může nárokovat zpět.

U domácností je pořadí jiné. Nejnižší nominální konečné ceny ve stejném období vykazovaly Maďarsko, Malta a Bulharsko. Po zohlednění kupní síly však Finsko obsadilo třetí nejlevnější příčku v EU. Levná finská elektřina tedy není pouhá pověst. Jen je nutné vždy dodat, jakou cenu a jakého zákazníka právě porovnáváme.

Opatrnost vyžaduje i evropské prvenství na velkoobchodním trhu. Přehled Finnish Energy za rok 2025 u některých zemí s více cenovými oblastmi používá oblast hlavního města. Výsledek proto nelze vydávat za důkaz, že Finsko bylo levnější než každá jednotlivá oblast Norska nebo Švédska.

Pohled do finských elektráren nicméně rychle ukazuje, odkud cenová výhoda přichází. Podle předběžných údajů Finnish Energy tvořilo v roce 2025 jádro přibližně 39,6 procenta domácí výroby elektřiny, vítr 27,9 procenta a voda 15,6 procenta. Biomasa přidávala dalších 11,3 procenta. Tyto čtyři zdroje tak zajišťovaly naprostou většinu domácí produkce.

Definitivní údaje finského statistického úřadu za rok 2024 potvrzují stejný základní obraz: 95 procent domácí výroby elektřiny pocházelo z nefosilních zdrojů. Finsko tedy při výrobě elektřiny spoléhá na uhlí a zemní plyn jen v omezené míře. To je významné právě v situacích, kdy se fosilní paliva na světových trzích prodražují.

Velkou pozornost právem přitahuje jaderný blok Olkiluoto 3. Zdroj s výkonem 1 600 megawattů zahájil pravidelnou výrobu 16. dubna 2023 a výrazně rozšířil množství elektřiny dostupné ve finské soustavě.

Jeho ekonomický přínos lze vysvětlit poměrně jednoduše. Když velký jaderný blok vyrábí, část poptávky, kterou by jinak musely pokrýt jiné elektrárny nebo dovoz, už je zajištěna. Vyšší nabídka vytváří tlak na pokles tržní ceny. To však ještě neříká, jak drahé bylo elektrárnu postavit a financovat.

Právě zde se často směšují dvě různé věci: cena další vyrobené kilowatthodiny v existující elektrárně a celkové náklady nového projektu. Nízká cena elektřiny na burze sama o sobě nedokazuje levnou výstavbu. U starších finských bloků navíc hraje roli jejich dlouhý provoz. Společnost TVO uvádí, že původní investice do Olkiluota 1 a 2 jsou již z velké části odepsané.

Vedle jádra získal mimořádnou sílu vítr. Jeho působení na cenu je jiné: výroba se mění podle počasí, ale elektrárna nemusí pro každou další kilowatthodinu nakupovat palivo. Když fouká, může na trh přicházet velké množství elektřiny s velmi nízkými dodatečnými výrobními náklady.

Burza Nord Pool tento mechanismus popisuje jako posun nabídky: levnější výroba z obnovitelných zdrojů omezuje potřebu dražších elektráren. Pokud je dostatek elektřiny z levnějších nabídek, část drahých zdrojů už k pokrytí spotřeby není potřeba. U plynové elektrárny naproti tomu provozní náklady závisejí na ceně plynu i emisních povolenek.

Finský cenový výsledek proto dává smysl jako souhra různých technologií. Jádro dodává velký objem elektřiny, vítr v příznivých podmínkách přináší další levnou výrobu a vodní zdroje doplňují energetickou nabídku. Podstatná je přitom i voda za finskými hranicemi: podle Finnish Energy ovlivňuje hydrologická situace v severských zemích také finské zásobování a využití fosilních zdrojů.

Finsko totiž svou energetiku neprovozuje jako uzavřený ostrov. Je součástí propojeného evropského trhu a severské elektrizační soustavy. Výhodou je možnost elektřinu dovážet, když je to ekonomicky nebo provozně potřebné, a vyvážet v jiných situacích.

To zároveň odpovídá na otázku, která se často objevuje i v českých debatách: jak může mít jedna země levnou elektřinu, když obchoduje na společném evropském trhu? Protože společný trh nemá jednu totožnou cenu pro všechny.

Finsko tvoří jednu cenovou oblast, Švédsko čtyři a Norsko pět. Cena se odvíjí od místní nabídky a poptávky i od toho, kolik elektřiny lze mezi oblastmi skutečně přenést. Jestliže vedení nestačí, ceny se rozcházejí. Levná elektřina se nemůže v neomezeném množství přesunout kamkoli, kde je právě dražší.

Na denním trhu se navíc nepočítá prostý průměr nákladů všech elektráren. Cena vzniká střetem nabídek a poptávky při respektování omezení sítě. Zjednodušeně ji ovlivňuje poslední nabídka potřebná k pokrytí poptávky. Právě proto může dostatek levnější výroby stlačit cenu celého obchodovaného objemu v daném intervalu.

Význam vedení dobře ukazuje Aurora Line, nové propojení se severním Švédskem uvedené do provozu 13. listopadu 2025. Podle Fingridu přidává přibližně 800 megawattů přenosové kapacity směrem do Finska a 900 megawattů opačně. Pro finské odběratele to znamená lepší přístup k severské elektřině a posílení bezpečnosti dodávek.

Fingrid přitom přímo upozorňuje, že nedostatečná kapacita propojení při potřebě dovozu zvyšuje finskou cenu. Investice do vedení tedy mají konkrétní cenový význam. Aurora Line ale začala fungovat až v listopadu, takže jí nelze přičítat nízké ceny během celého roku 2025.

A přestože Finsko výrazně posílilo domácí výrobu, podle předběžné bilance za rok 2025 stále pokrývalo čistým dovozem 6,6 procenta spotřeby. Tento údaj je cennou připomínkou: nízká cena elektřiny nemusí být podmíněna tím, že země za celý rok vyveze více elektřiny, než doveze.

Další část finského příběhu leží ve vlastnické struktuře elektráren. Nese jméno Mankala a českému čtenáři může připomínat společný nákup výrobního zdroje několika velkými odběrateli.

V tomto modelu se podniky a energetické společnosti podílejí na vlastnictví výrobní společnosti, hradí její náklady a podle svého podílu získávají elektřinu. Tu mohou spotřebovat nebo dále prodat. Takto funguje například TVO. Pro vlastníka má hodnotu především dlouhodobý přístup k výrobě za nákladovou cenu.

Model umožňuje spojit finanční sílu více účastníků a uskutečnit investici, která by pro jednotlivého odběratele byla příliš velká. Zároveň propojuje výrobu s těmi, kdo elektřinu potřebují. TVO uvádí, že v její vlastnické struktuře jsou zastoupeny průmyslové společnosti a nepřímo i 131 obcí a měst.

Ani Mankala však neodstraňuje podnikatelské riziko. Akcionář musí náklady nést i tehdy, když by bylo levnější elektřinu koupit na trhu. Samotné TVO na tuto možnost upozorňuje. Výrobní náklady rovněž nejsou automaticky cenou, na kterou má nárok každá finská domácnost. Výhoda závisí na vlastnictví, smlouvách a způsobu dalšího prodeje elektřiny.

Pro běžného zákazníka je rozhodující smlouva s dodavatelem. Finské domácnosti mohou dodavatele měnit, zatímco distribuci a měření zajišťuje místní síťová společnost. Pokud dodávku a distribuci obstarávají různé firmy, zákazník může dostávat dvě oddělené faktury.

Spotová smlouva přenáší vývoj trhu do ceny rychle. Zákazník využívá levná období, zároveň ale nese riziko zdražení. Fixovaná smlouva mu poskytuje předvídatelnější cenu. Finský regulátor uvedl, že v letech 2024 a 2025 vycházeli spotoví zákazníci v průměru nejlevněji, současně však upozornil na vysoké ceny, které mohou přijít v topných měsících.

Roční burzovní průměr navíc není totéž co průměrná nákupní cena konkrétního domu. Pokud domácnost spotřebuje nejvíce elektřiny právě v drahých obdobích, její výsledek bude horší. Na konečném účtu se k dodávce přidávají síťové služby, další smluvní poplatky a daně.

Také daňové nastavení pomáhá vysvětlovat rozdíly mezi zákazníky. Pro období od dubna do prosince 2026 uvádí finský daňový úřad u běžné kategorie součet energetické daně a poplatku za strategické zásoby přibližně 0,57 Kč za kilowatthodinu (0,02325 EUR/kWh). U zvýhodněné kategorie pro oprávněná použití je to přibližně 0,033 Kč (0,00135 EUR/kWh). Jde o částky bez DPH a nižší sazba není automaticky dostupná každé firmě.

Finský systém ale nelze pochopit jen přes elektrárny a faktury. Ve studené zemi má velkou váhu také výroba tepla. IEA upozorňuje na význam dálkového vytápění, tepelných čerpadel, využívání odpadního tepla a tepelných zásobníků. Ty umožňují vyrobit teplo v jinou dobu, než kdy ho potřebují budovy.

Propojení elektřiny a tepla tak nabízí další způsob, jak využít levnější období. Teplo lze při vhodných podmínkách vyrábět elektřinou a ukládat. Společná výroba elektřiny a tepla zase může přispívat k zásobování elektrické soustavy.

Podle Finnish Energy vyráběly elektrokotle v roce 2025 osm procent dálkového tepla. Fosilní paliva a rašelina se na jeho výrobě podílely třinácti procenty. Teplárenské zdroje pro společnou výrobu elektřiny a dálkového tepla měly elektrický výkon přibližně 2 500 megawattů. Jde o další součást systému, který dokáže kombinovat více způsobů výroby podle situace.

Ani tento systém však neposkytuje ochranu před každým cenovým výkyvem. V mrazech roste spotřeba. Vítr nemusí foukat a elektrárny i vedení mohou mít odstávky. Fingrid proto hodnocení dostatečnosti dodávek pro zimu 2025/2026 výslovně spojoval s předpokladem normálního provozu elektráren a přenosových spojení.

Stejně důležité je nepřenášet výsledky elektřiny na celou energetiku. Doprava, průmyslové procesy a vytápění mají vlastní spotřebu paliv a vlastní náklady. A ani označení některých zdrojů za „CO₂ neutrální“ neznamená nulové emise při provozu: u biomasy Finnish Energy vysvětluje, že se její klimatické dopady započítávají v sektoru využití půdy.

Finská zkušenost je pro českou debatu zajímavá především svou konkrétností. Ukazuje význam dostatečného množství výroby, různých technologií, průchodné sítě i dlouhodobých vztahů mezi výrobci a odběrateli. Současně připomíná, že konkurenceschopná elektřina vzniká v celém systému: od financování elektrárny přes její provoz až po smlouvu zákazníka.

Za kilowatthodinou, která na finském velkoobchodním trhu v ročním průměru vyšla přibližně na korunu, tak stojí mnohem víc než jeden nový reaktor nebo větrný park. Je za ní soustava zdrojů, vedení, obchodních pravidel a investic, které se navzájem doplňují. A právě jejich souhra je na finském příběhu nejpodstatnější.