Záporné ceny elektřiny na evropských spotových burzách dosáhly v dubnu a květnu 2026 historického dna. Energetický analytik Petr Dušek v podrobném briefingu shrnuje, co se za rekordními čísly skrývá: provozní podpory pro obnovitelné zdroje jsou nastaveny tak, že výroba pokračuje i hluboko v záporných cenách — a sítě nestačí přebytek absorbovat. Výsledkem jsou stovky dispečerských zásahů za jediný den a miliardové náklady na systém, který měl být levný.
Rekord 26. dubna a 1. května: záporné stovky eur v celé střední Evropě
V neděli 26. dubna 2026 se hodinová spotová cena elektřiny propadla v České republice na minus 489 eur za megawatthodinu, na Slovensku a v Maďarsku na minus 500 eur, ve Francii na minus 479 eur. Belgie a Nizozemsko se pohybovaly na srovnatelných úrovních. Výjimkou byly jen Itálie a Pyrenejský poloostrov, kde je jiná struktura sítě a nižší saturace solárními instalacemi, a Skandinávie, která si díky vodní energetice záporných cenových špiček vyhýbá.
Záporná cena minus 500 eur přitom představuje burzovní minimum — dolní hranici, pod níž denní trh nejde, protože burza se tak brání vlastnímu rozložení. Na vnitrodenním kontinuálním trhu se ale v té době objevily i hodnoty minus 8 000 eur za megawatthodinu: jde o obchodní platformu bez takovéhoto stropu, kde krátkodobé přebytky nacházejí extrémní ceny.
Klíčové je, že šlo o neděli s nízkými odběry a slunečným počasím — tedy ideální kombinaci pro přebytek fotovoltaiky. Záporné ceny se v 17. týdnu roku 2026 neomezovaly jen na víkend: na grafech byly patrné už od úterý. Záporná fáze trvala většinu dne — Řecko strávilo v záporných hodnotách 8 hodin, Španělsko a Portugalsko přes 6,5 hodiny, Francie, Černá hora a Srbsko kolem 6 hodin. V prakticky celé středoevropské a jihozápadní Evropě překročila záporná fáze 4 hodiny za den.
Proč zdroje vyrábějí i za zápornou cenu
Za zápornou burzovní cenou stojí mechanismus, který je z pohledu tržní logiky paradoxní: provozovatelé dotovaných zdrojů vyrábějí, i když trh nabídne zápornou cenu. Důvod je prostý — provozní podpora, kterou za každou vyrobenou megawatthodinu inkasují, je vyšší než ztráta z burzovního propadu. Kdo dostává garantovanou provozní dotaci přesahující absolutní hodnotu záporné ceny, má pořád incentiv vyrábět bez ohledu na to, co burza říká.
Tuto logiku ilustruje meritorder — žebříček zdrojů seřazených podle ceny, za níž nabízejí výrobu. Nalevo od průsečíku nabídky a poptávky stojí dotované zdroje, které vstupují do trhu i při záporné ceně. Vpravo jsou zdroje bez dotace, které při záporné ceně přirozeně vypínají. Protože dotovaná kapacita roste — soláry, větrníky, zčásti biomasa — průsečík se posouvá stále hlouběji do záporného území.
Analytik zdůrazňuje, že bez provozní podpory by se obnovitelné zdroje při záporných cenách provozovat nevyplatily. To neznamená, že dotace jsou chybou jako takovou — nastartovaly technologie, které dnes jsou výrazně levnější. Problém je v tom, že podpora nereagovala na měnící se podmínky: staré smlouvy se ani při přebytku neukončují a v trhu zůstávají kapacity, za jejichž výrobu v danou chvíli nikdo nestojí.
Co stojí jeden den přebytku: EEG konto a 121 milionů eur
Německý mechanismus financování provozních dotací pro obnovitelné zdroje — tzv. EEG konto — zachytil za onu neděli 26. dubna náklady ve výši 121 milionů eur, tedy přibližně 3 miliardy korun. Jen proto, aby mohli provozovatelé solárů, větrníků a biomasy dál prodávat elektřinu, o níž trh v tu chvíli nestál.
Za celý rok 2025 pak německé EEG konto vykazuje náklady přes 17 miliard eur — v přepočtu přibližně 413 miliard korun. Jde o cifru srovnatelnou s ceníkovou cenou dvou jaderných bloků, nebo realisticky jednoho nového bloku v Dukovanech. Zhruba polovina EEG výdajů jde na solární zdroje, téměř čtvrtina na biomasu, vítr (onshore a offshore dohromady) tvoří přibližně sedminu celku.
Tento přepočet nevede k závěru, že obnovitelné zdroje byly chybou. Vede ale k otázce, zda by bylo racionálnější část těchto prostředků použít jinak — například na výstavbu nové jaderné kapacity, která vyrábí stabilně v zimě i v noci a nevyžaduje dispečerská odřezávání při přebytku.
Proč nevyšel původní plán: akumulace chyběla od začátku
Petr Dušek, který strávil roky v Bruselu jako ekonomický korespondent a sledoval vznik prvních klimatických plánů EU, přináší přímé svědectví: ve strategii z roku 2020 se s masivní akumulací nepočítalo vůbec. Fosilní zdroje měly zůstat v provozu, ale jejich emise zachycovat technologií CCS — ukládáním uhlíku pod zem. Na papíře to dávalo smysl, v praxi CCS v Evropě nenalezlo uplatnění v potřebném měřítku.
Následující plán vsadil na zelený vodík jako sezónní úložiště. Baterie tehdy byly drahé a neefektivní; nevstupovaly do kalkulací jako realistická alternativa. EU proto v roce 2035 zakázala nová spalovací auta a sázela na vodíkovou infrastrukturu, která dodnes neexistuje v potřebném měřítku. Baterie mezitím výrazně zlevnily a staly se dostupnou technologií — jenže systémový plán byl napsán pro vodík, ne pro ně.
Výsledkem je dnešní stav: Evropa má obrovský nainstalovaný výkon nestabilních zdrojů, minimální akumulaci v odpovídajícím měřítku a sítě, které přebytek neumí ani spolehlivě přenést tam, kde by byl potřeba. Baterie doma nebo ve firmě pro přímou vlastní spotřebu jsou smysluplnou cestou — ale velkokapacitní bateriová úložiště připojená do distribuční sítě narážejí na limitovanou přenosovou kapacitu. Výstavba nových sítí a kapacit vyžaduje koordinaci a trvá desítky let.
104 dispečerských zásahů za jediný den v Německu
Přebytek výroby se neřeší jen cenami — řeší ho dispečeři. V neděli 26. dubna zaznamenala německá přenosová soustava 104 dispečerských zásahů. Celkový objem redispečinku dosáhl přes 46 GWh — množství srovnatelné s výrobou jedné jaderné elektrárny za dva až tři dny. Přibližně polovina zásahů odpovídala krácení obnovitelných zdrojů kvůli přetíženým sítím; druhá polovina šla naopak opačným směrem — zapínání plynových nebo jiných regulačních zdrojů tam, kde výroba nestačila.
Fyzikálně jde o přirozený důsledek rozmístění zdrojů: fotovoltaika a vítr vyrábějí tam, kde jsou — ne nutně tam, kde je spotřeba. Bez dostatečné přenosové kapacity se přebytek zasekne v oblasti, kde není co s ním dělat, a deficit přetrvává jinde. Dispečeři sítě drží pohromadě za cenu stovek zásahů a obrovských regulačních nákladů. Jak analytik konstatuje: Němci to zatím zvládají — a právě proto je celý vývoj zvládnutelný, přestože drahý.
Čím víc baterek bude chtít přenosová soustava do sebe zapojit, tím více problémů s úzkými hrdly přibude. Výstavba sítí a výstavba kapacit musí být koordinovány — jinak baterka na špatném místě v síti nadělá více škody než užitku. V Německu toto omezení již existuje a musí se s ním při plánování počítat.
Elektromobily, demand response a výhled do roku 2050
Záporné ceny elektřiny v sobě nesou obchodní příležitost: baterkáři, provozovatelé elektromobilové infrastruktury, fabriky schopné přechodně snížit odběr a další flexibilní spotřebiče mohou ze záporných cen těžit a zároveň systému pomáhat. Záporná cena funguje jako tržní signál: vezměte to, a každý odebraný megawatt ve správný čas snižuje přetlak v síti.
Elektromobily mají při tomto scénáři jasnou roli — podmínkou je, aby byly zapojeny a k dispozici právě v okamžiku přebytku, tedy typicky o víkendu a přes sváteční dopoledne. Kdo elektromobil přes neděli stojí na stání, nabíjet ho může za zlomkovou cenu nebo i s příplatkem od provozovatele distribuční sítě. Zároveň ale platí: čím více domácností si pořídí baterie a soběstačné instalace, tím méně výhodné bude pro ně investici rozšiřovat — a systém bude potřebovat nové nástroje, jak je do flexibility zapojit.
Analytik zůstává optimistou ohledně celkového výsledku. Transformace je zvládnutelná, technologie — baterie, elektromobily, demand response — jsou k dispozici nebo brzy budou. Systém si nakonec sedne. Ale ne v roce 2030. Realistický horizont plné integrace je rok 2050, přičemž tehdy budeme tam, kde jsme měli být o dvacet let dříve. Cesta tam vede přes akumulaci ve správném měřítku, propojení sítí a — v závěru rozhovoru explicitně formulovaný bod — lepší plánování, než jaké Evropa předvedla dosud.
