Záporné ceny elektřiny dosáhly v dubnu 2026 v Evropě rekordních minim

V pátek 1. května 2026 — Svátek práce, ve většině Evropy státní svátek — se velkoobchodní ceny elektřiny v osmi evropských obchodních zónách současně propadly na −500 € za megawatthodinu, regulační dno stanovené burzami EU. Česko, Německo/Lucembursko, Maďarsko, Slovensko, Nizozemsko, Belgie, Rakousko a Francie — všechny zaznamenaly individuální čtvrthodinové aukce vypořádané přesně na této ceně. V Německu/Lucembursku se 30 z 96 čtvrthodin dne — asi 7,5 hodiny dne — vypořádalo za záporné ceny.

Nebyla to chyba. Šlo o předvídatelný důsledek tří střetávajících se sil: slunečný svátek s drasticky sníženou průmyslovou poptávkou, instalovaný solární výkon, který v samotném Německu v poledne vyrobil přes 45 gigawattů, a flotila konvenčních elektráren — jaderných, hnědouhelných, biomasových — které se nemohou v rámci jednoho odpoledne odstavit a místo toho musí síti platit za to, aby mohly dál běžet.

Rekord 1. května nestál osamoceně. Po celý duben 2026 se záporné ceny staly rutinou. Španělsko zaznamenalo v dubnu samotném 200 hodin záporných velkoobchodních cen. Francie zaznamenala 175 takových hodin, s cenami klesajícími až na −478,80 €/MWh v jediném čtvrthodinovém intervalu. Německo/Lucembursko zaznamenalo 143 hodin, Nizozemsko 134, Belgie 131. Podle reportu Bloombergu z 30. dubna zaznamenal francouzský day-ahead trh v tomto týdnu svůj historicky nejnižší denní průměr na úrovni −41,40 €/MWh — nejnižší agregovaná denní cena, která kdy byla zaznamenána na jakémkoli velkém evropském trhu.

Pro spotřebitele s dynamickými tarify — stále menšina, ale v severní Evropě rychle rostoucí — to byly výjimečné dny. Ve Švédsku, Dánsku, Estonsku a Nizozemsku domácnosti s tarify, které předávají velkoobchodní ceny, viděly efektivní sazby krátce klesnout pod nulu, než byly připočteny síťové poplatky a daně. V zemích s pevně stanovenými maloobchodními smlouvami (většina domácností EU) zůstal dopad neviditelný — ale data vyprávějí jasný příběh o tom, kam evropské trhy s elektřinou směřují.

Elektřina je mezi komoditami unikátní: musí být spotřebována v přesný okamžik, kdy je vyrobena. Na rozdíl od obilí, ropy nebo zemního plynu ji nelze ekonomicky skladovat ve velkém. Skladovací technologie — přečerpávací elektrárny, baterie, vodík — existují, ale pokrývají jen malou část celkové poptávky. Velkoobchodní trh se proto musí kontinuálně, každých patnáct minut, vyrovnávat mezi nabídkou a poptávkou.

Elektrárny nabízejí v aukci day-ahead na úrovni mezních nákladů — nákladů na výrobu jedné dodatečné megawatthodiny. U uhelných a plynových elektráren jsou to hlavně palivo a povolenky CO₂. U jaderných v podstatě nula (palivo je nepatrný zlomek celkových nákladů a blok běží kontinuálně). U větru a slunce jsou mezní náklady také prakticky nulové — jakmile je postaveno, vítr fouká zdarma a slunce svítí zdarma.

Když obnovitelná výroba prudce stoupne a poptávka je nízká, křivka merit order se zploští: každá megawatthodina solární a větrné elektřiny vytěsní dražší tepelnou výrobu. Jakmile samotné OZE převýší celkovou poptávku, čelí konvenční elektrárny volbě: přestat vyrábět (drahé — restart jaderného nebo uhelného bloku může trvat 12-48 hodin a spálí miliony eur paliva) nebo přijmout zápornou cenu, aby mohly dál běžet. Provozovatelé obvykle volí druhou možnost, zvláště pokud je záporné období krátké.

Kromě toho mnoho obnovitelných instalací v Evropě dostává dotace v rámci výkupních tarifů (jako německý EEG, francouzský tarif d'achat nebo italské pobídky GSE). Ve většině těchto schémat dostává provozovatel stejnou pevnou odměnu bez ohledu na velkoobchodní cenu. Má veškerou motivaci dodávat elektřinu do sítě i při záporných velkoobchodních cenách — dotaci dostává tak jako tak. Tento strukturální návrh přímo přispívá k prohlubování epizod záporných cen.

Regulační cenové dno −500 €/MWh bylo zavedeno právě proto, aby omezilo, jak daleko může tato dynamika zajít. Když je strop dosažen, market clearing se v podstatě hroutí — trh signalizuje, že nabídka zásadně převyšuje poptávku a konvenční elektrárny musí provést curtailment.

Velkoobchodní data EnergyTrackeru, získávaná přímo z platformy transparentnosti ENTSO-E pro 30 evropských obchodních zón, vykreslují jasný obraz toho, které trhy v dubnu 2026 absorbovaly nejvíce záporných cen.

Top 10 zón podle hodin se zápornou cenou v dubnu 2026:

• Španělsko (ES): 200 hodin — Španělsko vede Evropu s velkým náskokem. Kombinace obrovské solární kapacity (nyní přes 30 GW), slabé jarní mezisezónní poptávky a omezeného propojení s Francií vytváří dokonalou bouři. Nejnižší dubnová cena: −27,50 €/MWh.
• Francie (FR): 175 hodin — Nejnižší cena na jedné čtvrthodině: −478,80 €/MWh. Francouzská jaderná flotila, tradičně tvůrce ceny, je v poledne stále častěji podbízena solárem.
• Norsko NO4 (Nordland): 144 hodin — Jiná příčina: jarní tání zaplavuje norské vodní nádrže a nutí provozovatele vodu vypouštět (nebo prodávat za záporné ceny), když jsou nádrže plné.
• Německo/Lucembursko: 143 hodin — Nejnižší: −480,01 €/MWh. Německý trh se vypořádává s celou střední Evropou a 1. května dosáhl dna.
• Nizozemsko: 134 hodin — Nejnižší: −479,59 €/MWh.
• Belgie: 131 hodin — Nejnižší: −479,27 €/MWh.
• Česko: 120 hodin — Nejnižší: −489,28 €/MWh.
• Polsko: 115 hodin — Nejnižší: −439,22 €/MWh.
• Slovensko: 115 hodin — Nejnižší: 1. května dosáhlo přesně dna −500 €/MWh.
• Slovinsko: 110 hodin — Nejnižší: −465,05 €/MWh.

Vzorec: kontinentální zóny s vysokou solární penetrací a těsně propojenými day-ahead trhy (Single Day-Ahead Coupling, SDAC, který spojuje většinu trhů EU) se shlukují. Když nějaká významná zóna — obvykle Francie nebo Německo — narazí na dno, sousední zóny ji obvykle do několika minut následují, jak přeshraniční toky přerozdělují nerovnováhu.

Nápadně chybí v čele žebříčku: Britské ostrovy (irský all-island trh viděl podstatně méně epizod), izolované iberské zóny (Portugalsko mělo od 9. března 220 hodin, ale taženo více dubnem než květnem) a skandinávské jádro (SE3, SE4), které těží z flexibility severské vodní energie.

1. května 2026 v 11:00 UTC — když se velkoobchodní cena Německo/Lucembursko blížila ke dnu −500 €/MWh — co vlastně vyrábělo elektřinu?

Data o mixu výroby ENTSO-E vyprávějí příběh jednoznačně:

• Solár: 45 202 MW (79,6 % celkové výroby)
• Biomasa: 3 972 MW (7,0 %)
• Hnědé uhlí: 1 857 MW (3,3 %)
• Vítr na pevnině: 1 526 MW (2,7 %)
• Zemní plyn: 1 419 MW (2,5 %)
• Průtočná vodní: 1 023 MW (1,8 %)
• Černé uhlí + odpady + vítr na moři + ostatní: ~2,7 %

Německá solární flotila sama o sobě vygenerovala v tomto jediném okamžiku více elektřiny než celkový kombinovaný výkon všech ostatních tepelných, větrných, vodních a biomasových elektráren v zemi. Se svátkem srážejícím průmyslovou poptávku na zlomek pracovní úrovně a vývozy do sousedních zemí již saturujícími propojení (která byla rovněž zaplavena vlastním solárním přebytkem) prostě německo-lucemburský trh nedokázal nabídku absorbovat.

Podíl variabilních OZE — solární plus větrné — v mixu výroby kontinentální Evropy překročil prahy, které návrh velkoobchodního trhu nepředpokládal. Když byl trh s elektřinou EU reformován na konci 90. let a začátku 2000. let, předpoklad byl, že vítr a slunce zůstanou nikou. Už nikou nejsou: ve slunečných a větrných dnech jsou dominantní.

Paradox: více obnovitelné kapacity → více epizod záporných cen → nižší průměrné velkoobchodní ceny → slabší investiční signály pro další gigawatt solární. Bez skladování, demand-response nebo vodíkové elektrolýzy k absorpci přebytku se tato sebekanibalizace bude jen prohlubovat.

Záporná velkoobchodní cena zní jako dar pro spotřebitele. Realita je nuancovanější.

Profitující: domácnosti a podniky s dynamickými tarify elektřiny — kde maloobchodní cena sleduje hodinovou velkoobchodní cenu plus pevný síťový poplatek a daně — mají přímý přínos ve dnech se zápornými cenami. Na některých severských trzích poskytovatelé dynamických tarifů explicitně propagují hodiny záporných cen pomocí app oznámení a povzbuzují spotřebitele, aby v těchto oknech spouštěli myčky, boost cykly tepelných čerpadel nebo nabíjení elektromobilů. Podle nedávného rozjezdu povinných nabídek dynamických tarifů Evropskou komisí (v platnosti od roku 2024 ve všech členských státech) se přijetí meziročně zhruba zdvojnásobilo, ačkoli absolutní penetrace zůstává pod 5 % domácností EU.

Prohrávající: producenti OZE bez ochrany dotacemi. Novější solární a větrné instalace, které nabízejí na velkoobchodním trhu bez garantovaného výkupního tarifu (tzv. „merchant” projekty, stále běžnější s tím, jak vlády ruší pevnou podporu), trpí reálným tlakem na výnosy. Merchant solární farma vydělávající 0 €/MWh ve špičkových výrobních hodinách čelí zásadně jinému byznys plánu než ta, která vydělává 40 €/MWh. Investiční financování pro nové merchant projekty se prodražuje a brzdí pipeline.

Konvenční producenti: jaderní a uhelní operátoři čelící obdobím záporných cen mohou prodělávat i v provozu. Někteří reagují účastí na vyrovnávacím trhu (placeni za snížení podle poptávky) nebo curtailmentem navzdory technickým a ekonomickým nákladům. Francouzský jaderný operátor EDF veřejně uvedl, že nyní řídí výkon flexibilněji než kdykoli v historii flotily.

Skladování: baterie jsou strukturálními vítězi. Nakoupit elektřinu za −100 €/MWh a prodat za 120 €/MWh ve večerní špičce je arbitrážní rozpětí 220 €/MWh. Evropský trh bateriového skladování v reakci na to v letech 2025-2026 dramaticky zrychlil.

Daňové úřady: subtilní efekt — když jsou velkoobchodní ceny záporné, klesá jak DPH základ z palivových nákladů, tak poptávka po emisních povolenkách. Národní rozpočty závislé na energetickém zdanění pociťují malý, ale kumulativní tlak.

Rekord z dubna 2026 není dočasný jev. Je to nová baseline. Nedávná strategická sdělení Evropské komise, včetně prohlášení Gas Coordination Group z 9. dubna 2026, výslovně uznávají, že velkoobchodní trhy s elektřinou potřebují strukturální přepracování — ne proto, že selhávají, ale proto, že jsou až příliš úspěšné v integraci OZE.

Objevují se tři konkrétní reakce:

1. Škálování skladování. Plán EU pro průmysl s nulovými čistými emisemi nyní zachází se síťovým bateriovým skladováním jako se strategickou technologií, na úrovni elektrolýzy a jaderné energie. Španělsko, Francie a Německo oznámily ve Q1 2026 nové aukce skladování, dohromady přes 8 gigawattů nové bateriové kapacity, která má být uvedena do provozu do roku 2028.

2. Flexibilita poptávky. Tepelná čerpadla, elektromobily a elektrické bojlery jsou stále častěji vybavovány firmwarem smart-charging, který reaguje na signály velkoobchodních cen. Přepracovaná směrnice EU o energetické náročnosti budov (EPBD), v platnosti od roku 2025, vyžaduje kompatibilitu se smart metery u všech nových tepelných čerpadel od roku 2027.

3. Dynamické tarify. Belgie, Nizozemsko a Švédsko nyní vyžadují, aby všichni dodavatelé nad určitou velikostí nabízeli smlouvy s dynamickou cenou. Německý regulátor BNetzA zveřejnil pokyny, podle kterých dodavatelé musí od 1. ledna 2025 nabízet alespoň jednu dynamickou volbu.

Hlubší otázkou je, kolik budou velkoobchodní ceny elektřiny průměrně dosahovat v příštím desetiletí. S každým dalším gigawattem solární kapacity roste podíl výroby s nulovými mezními náklady a průměrná velkoobchodní cena klesá dolů. To je pro spotřebitele výborné — ale jen pokud zbytek účtu (síťové poplatky, daně, odvody) bude restrukturalizován tak, aby odrážel novou realitu. Jak věci v současnosti stojí ve většině zemí EU, velkoobchodní složka tvoří 30-40 % účtu domácnosti. Zbylých 60-70 % jsou síťové náklady, daně a odvody na obnovitelné zdroje, které neklesají, když klesají velkoobchodní ceny.

Záporné velkoobchodní ceny v roce 2026 jsou tedy zároveň triumfem — důkazem, že evropský rozvoj OZE funguje — i varováním: tržní mechanismy, které tento rozvoj financovaly, jsou nyní testovány samotným úspěchem rozvoje. Jak Evropa zareaguje, utvoří druhé desetiletí energetické transformace.

Pro velkoobchodní ceny v reálném čase ve všech 30 evropských obchodních zónách, včetně hodinových grafů a rozkladu výrobního mixu, viz náš panel velkoobchodu s elektřinou.