Záporné ceny elektřiny přestávají být v Evropě výjimkou — v roce 2025 se týkaly přibližně 4 až 5 procent všech obchodních hodin i v České republice, přičemž na Pyrenejském poloostrově a ve Skandinávii dosáhly hodnot výrazně vyšších. Analytická data přitom ukazují, že problém se v roce 2026 dále prohlubuje a jednoduchý způsob, jak jej řešit akumulací energie do baterií, nestačí.
Záporné ceny napříč Evropou: kdo vede a proč
V roce 2025 dominovaly záporným cenám severní švédské zóny, kde záporné hodinové ceny tvořily téměř 8 procent ročního obchodování. Stálicemi s vysokými podíly záporných cen zůstávají Německo, Nizozemsko, Belgie a Francie. Španělsko se chová jako skokan — záporné i nulové ceny se v jeho případě výrazně liší, protože španělská legislativa omezuje nárok provozovatelů na dotace ve chvíli, kdy ceny zůstávají delší dobu v záporu. Výrobci proto strategicky nabízejí nulovou cenu, aby si dotaci udrželi. Česká republika se pohybuje v rozmezí 4 až 5 procent, což je překvapivě vysoká hodnota vzhledem ke struktuře tuzemské energetiky.
Mechanismus záporných cen funguje tak, že při silném slunečním záření nebo větru přesytí zdroje s nízkými mezními náklady trh elektřinou. Do obchodování vstoupí výrobci schopní nabídnout zápornou cenu — mohou si ji dovolit, protože provozní dotace jim přebytky kompenzuje. Dražší plynové a uhelné zdroje se do daného časového úseku nedostanou. Problém tkví v tom, že tato dotace pochází z regulované složky tarifu, nikoliv z trhu — v České republice ji v současnosti hradí stát z veřejného rozpočtu, nikoliv koncoví odběratelé na faktuře. Elektřina se tak fakticky platí dvakrát: jednou trhem, jednou z daní.
Situaci dále komplikuje nutnost udržovat záložní výkon plynových a uhelných elektráren mimo tržní mechanismus. Bez nich by se totiž ztratila schopnost řídit frekvenci a napětí v síti. Systém tedy zároveň dotuje obnovitelné zdroje, jejichž přebytek tlačí ceny do záporu, i fosilní elektrárny, které musejí být k dispozici jako záloha — a které by jinak za takových cenových podmínek přestaly vyrábět.
Rok 2026: prohlubování problému, ale i první výjimky
Data z první poloviny roku 2026 ukazují dramatickou změnu oproti roku předchozímu. Španělsko a Portugalsko se staly suverénními lídry záporných cen, přičemž jejich podíl dále rychle roste — extrapolace na základě trendu z roku 2025 naznačuje, že Španělsko by mohlo v roce 2026 překročit tisíc hodin s čistě zápornou cenou. Řecko zaznamenává prudký nárůst v důsledku masivních investic do obnovitelných zdrojů, které doprovázejí silný ekonomický růst po skončení dluhové krize.
Naopak překvapivou výjimkou jsou severské země. Švédsko a Finsko v roce 2026 prakticky žádné záporné ceny nevykazují. Klíčem k jejich lepší situaci je flexibilní spotřeba: tepelná čerpadla, elektromobily, průmyslové elektrokotle a elektrárny na vodík dokázaly přebytek levné elektřiny pohltit a postavit ho proti nabídce. Na jaře — kdy záporné ceny vznikají zejména kvůli solární výrobě — navíc skandinávský mix, tvořený z velké části větrem a vodními elektrárnami, neprodukuje tak extrémy přebytků jako sluncem bohaté jižní regiony. Ceny pod deseti eury za megawattohodinu tam sice jsou, ale záporných se Skandinávci v roce 2026 výrazně vyhnuli.
Itálie je zvláštním případem z opačného důvodu: chronický energetický deficit, vysoký podíl plynu ve výrobním mixu a omezená přeshraniční kapacita zajišťují, že záporné ani nulové ceny se v ní prakticky nevyskytují. Záložní zdroj je vždy potřeba a sousední trhy nestačí vyplnit mezery v přenosu.
Baterky: nezbytné, ale nestačí
Nejčastější odpovědí na záporné ceny v diskusích veřejnosti je nasazení bateriových úložišť. Reálná čísla ale ukazují, jak velká je propast mezi tím, co baterie v roce 2025 dokáží, a tím, co by bylo k reálnému vyřešení problému potřeba.
Německo instalovalo k roku 2025 zhruba 18,5 GW výkonu v bateriových úložištích — naprostou většinu tvoří domácí baterie, které primárně slouží vlastní spotřebě domácností, nikoli stabilizaci sítě. Velkoobjemová úložiště, jež by mohla obchodovat přímo na trhu a absorbovat přebytky v reálném čase, tvoří pouze kolem 5 GW. Při celkovém instalovaném výkonu solárů a větrníků přesahujícím 190 GW jde o méně než desetinu teoretického maximálního výkonu obnovitelných zdrojů — a nikdy nedojde k situaci, kdy by všechny baterie byly prázdné právě ve chvíli maximálního přebytku výroby.
Německá energetická studie z roku 2024 předpovídá, že Německo bude v roce 2045 provozovat instalovaný výkon obnovitelných zdrojů kolem 779 GW. K tomu by podle studie mělo odpovídat přibližně 260 GW výkonu v bateriích a kapacita okolo 440 GWh. I tak by celková kapacita pokryla přibližně 98 minut špičkového německého zatížení — oproti dnešním zhruba 93 minutám. Rozdíl je reálný, ale cena za dosažení tohoto stavu bude obrovská.
Porovnání s Kalifornií dokresluje situaci ještě ostřeji. Stát disponuje přibližně 60 GWh kapacity a 15,7 GW výkonu v bateriích — na energetiku zhruba poloviční velikosti Německa. Baterie v rekordní den pokryly přes 40 procent večerní špičky a vydržely prakticky do půlnoci. Přesto Kalifornie záporné ceny nevyřešila — od roku 2023 se jejich podíl naopak prudce zvyšuje a v březnu 2026 dosáhl téměř 20 procent. Česká republika je přitom z hlediska prognózy výkonu baterek v roce 2040 v progresivním scénáři odhadována na méně než 4 GW a kapacitu kolem 8 GWh — výrazně za Kalifornií, přičemž toto číslo je cílem vzdáleným čtrnáct let.
Samostatnou komplikací je ekonomická logika samotného trhu s bateriemi. Záporné ceny a výrazné cenové špičky jsou pro provozovatele bateriových úložišť výhodné — nakoupí levně, prodají draho. Jakmile by systém záporné ceny výrazně omezil, vymizí i ekonomická motivace k dalším investicím do akumulace. Trh tak sám od sebe problém nevyřeší: baterkáři mají zájem na zachování cenové volatility, ne na jejím odstranění. Řešení záporných cen je tak pravděpodobně otázkou státní regulace a přímé podpory, nikoliv tržního mechanismu.
Diskuse o záporných cenách elektřiny v Evropě tak naráží na paradox: systém, který navenek vypadá jako úspěch obnovitelné energetiky, ve skutečnosti platíme vícekrát, z různých kapes a bez záruk, že baterie tento strukturální problém vyřeší ještě v tomto desetiletí. Cesta ke skutečné flexibilitě sítě — prostřednictvím elektromobilů, tepelných čerpadel, průmyslových elektrokotlů a inteligentního řízení spotřeby — je reálná, ale je to cesta na dekády, nikoliv na roky.
