Co se stalo na přelomu dubna a května
Konec dubna a začátek května 2026 přepsal historii evropského spotového trhu s elektřinou. Ceny v denním trhu spadly k automatickému cenovému dnu -500 EUR/MWh ve velké části kontinentální Evropy – v Česku, Slovensku, Maďarsku, Německu, Francii i Beneluxu. Realizační cena českých solárních elektráren za první týdny května dosáhla průměrných -8,56 EUR/MWh – poprvé v historii záporná v měsíčním průměru.
Dosažení podlahy -500 EUR/MWh ve dvou různých dnech (26. dubna a 1. května) spustilo automatický mechanismus metodiky HMMCP – od 28. května 2026 platí nová minimální clearing price -600 EUR/MWh. A pokud se historie zopakuje, není to poslední posun.
Mechanismus: Proč některé země padly k podlaze a jiné ne
Pro odborné publikum je zajímavější otázka, proč se ceny propadly v některých zónách a v jiných ne. Tady leží jeden z nejdůležitějších strukturálních problémů evropského trhu – fragmentace a omezené propojení.
Evropský denní trh funguje přes algoritmus EUPHEMIA, který páruje nabídku a poptávku v rámci propojených cenových zón. Cena uvnitř zóny je jednotná – jakoby zóna byla „měděnou deskou“. Mezi zónami se ale ceny mohou lišit, pokud je přenosová kapacita interkonektorů vyčerpaná.
Když v jeden den Německo + Francie + Benelux + Polsko + ČR + Slovensko + Maďarsko současně zaznamenaly rekordní solární výrobu při minimální poptávce (víkend + svátek), přebytek byl nabízen přes všechny dostupné interkonektory. Ale jakmile se interkonektory naplní, přebytek dál nikam jít nemůže a cena se propadá k podlaze v celé této velké propojené oblasti současně. Vzniká „copper plate efekt“ v rámci kontinentálního jádra.
Naproti tomu Itálie zůstala na 100+ EUR/MWh, protože transalpské interkonektory mají omezenou kapacitu a italský trh má strukturálně vyšší poptávku (klimatizace, plynová cenotvorba). Iberský poloostrov má vlastní záporné ceny – v Q1 2026 už 347 hodin v Španělsku – ale 1. května je nezaznamenal, protože vznikají z jiné dynamiky (vlastní vysoký podíl OZE) v jiných okamžicích. Skandinávie přebytky absorbuje vodními elektrárnami, které slouží jako gigantická baterie. Rumunsko a Balkán jsou na východním okraji propojeného trhu s nedostatečným spojením.
Proč výroba neklesá ani při záporných cenách
Klíčový mechanismus, který činí záporné ceny strukturálním problémem, je dotační systém. Provozovatelé FVE s garantovaným výkupem ze starších let (zelené bonusy, feed-in tariff z let 2009–2013) dostávají fixní příplatek bez ohledu na spotovou cenu. Pro ně je ekonomicky výhodnější dodávat elektřinu i za zápornou cenu, protože dotace pokryje provozní ztrátu, zatímco odstavení by znamenalo ztrátu výnosu úplně.
Tento mechanismus byl navržen v jiné tržní realitě, kdy se předpokládalo, že OZE budou doplňkem konvenční výroby. Dnes, kdy v některých hodinách tvoří většinu výroby, dotační schéma aktivně prohlubuje záporné ceny. Nové FVE bez dotací se chovají racionálně – při záporných cenách odstavují nebo nabíjejí baterie. Dotované starší instalace ale nereagují na cenový signál vůbec.
Co to znamená v hodnotách
Pro pochopení rozsahu: záporná cena -600 EUR/MWh znamená, že výrobce platí 600 eur za každý dodaný MWh. Provozovatel 1 MW solární elektrárny vyrábějící 3 MWh za špičkovou hodinu tak v této hodině platí 1 800 eur za to, že může vůbec produkovat. Pro nedotovaný subjekt je to ekonomická sebevražda. Pro dotovaný subjekt, který dostává třeba 600 eur/MWh garantované podpory, je to pořád zisk 0 eur/MWh – tedy lepší než odstavení.
Tento absurdní výpočet ukazuje, proč musí být dotační systém přepracován. Bez něj se trh sám vyčistí. S ním tržní signál nefunguje a podlahy cen budou padat dál.
Strukturální dopady na ekonomiku OZE
Tady dochází k zajímavé interakci se zbytkem trhu. Záporné ceny v období maximální výroby znamenají, že average capture price nových FVE (průměrná cena, za kterou prodávají vyrobenou elektřinu) je systematicky nižší než průměrná spotová cena. Zatímco trh v průměru obchoduje za 60-80 EUR/MWh, nová FVE realizuje 30-50 EUR/MWh, protože vyrábí přesně tehdy, kdy je cena nejnižší.
To dramaticky mění ekonomiku nových projektů bez dotací. PPA (Power Purchase Agreement) ceny pro velkou solární výrobu pod 50 EUR/MWh nejsou tržně udržitelné, pokud zároveň nemáte bateriovou flexibilitu. Trh tlačí výstavbu FVE+BESS jako jediné ekonomicky smysluplné řešení pro novou solární kapacitu.
Pro vrcholy investiční křivky to znamená, že tempo výstavby nových čistých solárů (bez baterií) v Evropě se v letech 2026-2027 výrazně zpomalí. Naopak instalace bateriových úložišť poroste exponenciálně – Solar Power Europe odhaduje, že do roku 2030 musí EU dosáhnout 750 GWh BESS, oproti dnešním 77 GWh. To je desetinásobný růst za pět let.
Dopady pro retailový trh
Pro koncové zákazníky vznikají dvě kategorie:
Zákazníci na spotovém produktu s flexibilitou – v hodinách záporných cen nakupují elektřinu fakticky zadarmo nebo se ziskem. Pokud mají tepelné čerpadlo, bojler, baterii nebo elektromobil, mohou tyto hodiny aktivně využívat. Pro průmysl s flexibilní výrobou jde o významnou konkurenční výhodu.
Zákazníci bez flexibility – pro ně je spotový produkt riziko, ne výhoda. Pokud spotřebovávají elektřinu v jiných hodinách než ve špičkách solární výroby (večerní topení, ranní příprava), zaplatí v průměru více než zákazník s fixací. Záporné ceny v poledne jim nepomůžou, pokud doma topí v 18 hodin.
Pro energetické poradce je toto klíčová zpráva – spotový produkt není univerzální řešení. Vyžaduje buď technickou flexibilitu (TČ, baterie, EV), nebo behaviorální (zákazník schopný a ochotný řídit svou spotřebu). Bez toho je fixace bezpečnější volba.
Závěr: Trh se mění rychleji, než se stíhá adaptovat infrastruktura
Záporné ceny -600 EUR/MWh nejsou anomálií. Jsou důsledkem strukturální nerovnováhy mezi rychlostí instalace OZE, rychlostí výstavby přenosové sítě, rychlostí instalace baterií a rychlostí adaptace dotačních schémat. Žádná z těchto čtyř komponent nestíhá tu nejrychlejší – instalaci OZE.
Trh nám dává jasný signál: investujte do baterií, flexibility, přenosových sítí. Reformujte dotace, aby nepřinášely výrobu za jakoukoli cenu. Vytvořte produkty, které propojí výrobu s flexibilní spotřebou. Kdo to udělá rychleji, vyhraje příští dekádu energetického trhu. Kdo bude čekat, bude platit účet za přetoky, blackouty a regulační intervence.