Záporné ceny elektriny: Čo to znamená pre vašu firmu

Keď vám príde faktúra za apríl alebo plánujete budget na ďalší rok, tento víkend by vás mal zaujať. Slovenský trh s elektrinou prešiel cez víkend 25. – 26. apríla 2026 do extrémnej zóny. Cena na dennom trhu, ktorý organizuje OKTE, klesla v dvoch po sebe nasledujúcich štvrťhodinách na -500 €/MWh — čo je administratívna spodná hranica obchodovania. V nedeľu 26. apríla sa elektrina obchodovala v záporných hodnotách neprerušene od 8:45 do 17:30, pričom priemerná cena celého dňa bola -9,78 €/MWh.

Fenomén záporných cien nie je nový. Nové je tempo, akým sa stáva bežnou súčasťou trhu — a tým aj nepriamo faktorom, ktorý ovplyvňuje, koľko vaša firma zaplatí za energiu. Aj keď máte fixnú cenu, nepriamo zaplatíte volatilitu cez prirážky a štruktúru produktu. Ak nie ste pripravení, prerozdelenie hodnoty na trhu prebieha bez vás.

Čo sú záporné ceny elektriny a prečo vznikajú?

Záporná cena znamená, že výrobca elektriny platí za to, aby ju niekto odobral. Vzniká vtedy, keď v sieti je viac elektriny, než sa dá spotrebovať alebo uložiť, a zároveň výrobcovia nemôžu alebo nestíhajú výrobu odstaviť.

Slovenský denný trh nefunguje v izolácii. Cez tzv. market coupling (SDAC — Single Day-Ahead Coupling) je prepojený s nemeckým, českým, rakúskym a ďalšími európskymi trhmi. Cena na OKTE preto z veľkej miery odráža, čo sa deje v širšom regióne. Keď je v Nemecku alebo Poľsku obrovský prebytok zo slnka a vetra, cena padá pod nulu — a cez prenosové kapacity sa to prelieva aj k nám. Domáca slovenská spotreba a výroba samé o sebe by takéto extrémy nevytvorili.

Druhý faktor sú technicky neflexibilné zdroje. Jadrové elektrárne (Mochovce, Bohunice), kogeneračné teplárne s povinnou dodávkou tepla a niektoré priemyselné prevádzky sa nedajú rýchlo odstaviť. Náklad na odstavenie a opätovné spustenie je vyšší než krátkodobá strata pri nízkej cene, takže pokračujú vo výrobe aj v hodinách, keď je trh „pretlakovaný“. K tomu sa pridáva must-run režim pre podporné služby — niektoré zdroje musia bežať kvôli stabilite sústavy a regulácii frekvencie.

Ak sa k tomu nasčíta plná produkcia z fotovoltiky a vetra naprieč regiónom v deň s nízkym dopytom (víkend, sviatok, mierne počasie), trh sa preplní. Presne to sa stalo cez veľkonočno-jarný víkend 25. – 26. apríla. Slnečné počasie, takmer plná produkcia z fotovoltiky, nízky víkendový dopyt priemyslu a obmedzené možnosti exportu vytvorili kombináciu, pri ktorej cena prepadla na technické minimum.

Volatilita ako nový normál: záporné hodiny rastú každý rok

Šokujúce sú nielen extrémy, ale aj ich frekvencia. Podľa údajov OKTE bolo na slovenskom dennom trhu v tomto roku už takmer 100 hodín so zápornou cenou, pričom spread (max – min) za prve 4 mesiace 2026: 991,43 EUR/MWh – takmer 1 000 EUR/MWh.

Vývoj záporných cien elektriny na slovenskom dennom trhu (OKTE)

Zdroj: OKTE – Celkové výsledky denného trhu (15-minutové periódy) 

Graf 1: Vývoj hodín so zápornou cenou na slovenskom dennom trhu (2023 – apríl 2026). 

Sezónny vzorec je pritom jasný: záporné ceny sú hlavne jarno-letný fenomén. V roku 2025 padlo až 67 % všetkých záporných hodín na druhý kvartál (apríl–jún), a v máji 2025 ich bolo dokonca 78 hodín za jediný mesiac. Tento vzorec sa v 2026 vyostruje — len v apríli 2026 prekročili záporné hodiny celý apríl 2025 (63 h) aj celý apríl 2024 (47 h).

Graf 2: Záporné hodiny na slovenskom dennom trhu — sezónny vzorec. 

Spread (rozdiel medzi maximom a minimom) za prvé štyri mesiace 2026 dosiahol takmer 1 000 €/MWh. Pre firmu s flexibilnou spotrebou to znamená, že každá MWh, ktorú dokáže presunúť z drahej hodiny do lacnej, môže vďaka takému rozsahu volatility ovplyvniť napríklad ekonomiku realizovanej zákazky.

Tri roviny dopadu na firmu — spotreba, výroba, kontrakt

Záporné ceny zasahujú firmy v troch rovinách. Každá z nich vyžaduje iné rozhodnutie. 

Firma so spotrebou: aký kontrakt zvoliť?

Predstavte si výrobnú firmu v Trenčíne s ročnou spotrebou 800 MWh a viaczmennou prevádzkou cez víkend. Pri fixnej cene zaplatí dohodnutú sadzbu bez ohľadu na to, čo sa deje na trhu. Stabilitu si platí prirážkou, ktorú si dodávateľ účtuje za prevzatie cenového rizika. Pri dynamickej SPOT cene by tá istá firma zaplatila v hodinách so zápornou cenou efektívne menej než nič za samotnú komoditu.

Kľúčová otázka pre CFO nie je „FIX alebo SPOT“, ale „aký podiel našej spotreby vieme presunúť do hodín, keď je elektrina lacná?“ Ak má firma flexibilitu — chladiace systémy, ohrev zásobníkov teplej vody, nabíjanie elektrického vozového parku, kompresory — SPOT alebo hybridný model môže priniesť výrazné úspory.

Firma s výrobou (FVE): kedy záporné ceny bolia

V tejto sekcii hovoríme o firme, ktorá má FVE primárne pre samospotrebu — typicky 50 – 500 kWp inštalovaných na vlastnej streche výrobnej haly, kancelárskej budovy alebo skladu. Cieľom inštalácie je znížiť odber zo siete; prebytky idú do výkupu len ako vedľajší produkt. Firmy, pre ktoré je výroba elektriny hlavným biznisom (väčšie projekty 1+ MW), majú odlišnú dynamiku, ktorej sa v tomto článku nevenujeme.

Keď je trh v zápore, predávate svoju elektrinu so stratou — buď ako úplne nulový výnos (ak máte zmluvu s odkupnou cenou „nie menej ako nula“), alebo aj ako záporný výnos (ak máte priamy SPOT odkup). Najčastejšia chyba firiem so 100 – 200 kWp FVE: nepoznajú presne, čo majú napísané v zmluve o výkupe.

Z našich skúseností vieme, že firmy s vlastnou FVE majú spravidla dobrý prehľad o tom, koľko elektriny si vyrobili — ale menší prehľad o tom, ako sa darí ich predaju prebytkov. Výkup totiž funguje ako samostatný kontrakt, ktorého ekonomika sa s rastúcou volatilitou trhu mení rýchlejšie než pri klasickom odbere. V mesiacoch, keď bolo 80 hodín v zápore (apríl 2026), je rozdiel medzi rôznymi typmi výkupných zmlúv obzvlášť výrazný. Aktuálne podmienky výkupu od ELGAS-u s vami radi skonzultujeme.

Hybridný odberateľ: spotreba + výroba s dodávkou do siete

Tretia skupina sú firmy, ktoré majú aj spotrebu, aj vlastnú výrobu. Pre nich je úloha najkomplexnejšia: optimalizovať tok elektriny tak, aby sa maximum vlastnej výroby spotrebovalo na mieste (samospotreba je vždy ekonomicky najefektívnejšia, lebo neplatí distribučné poplatky), prebytky sa predávali za rozumnú cenu a chýbajúca elektrina sa nakupovala v lacných hodinách.

Tu sa obyčajne otvára otázka batériového úložiska — o tom za chvíľu.

Nie ste si istí, ktorá štruktúra kontraktu sedí na vašu prevádzku? Naši energetickí špecialisti vám pripravia analýzu zaťaženia a individuálnu ponuku zdarma. Nechajte nám kontakta ozveme sa do 24 hodín.

Klasická väzba ceny elektriny a plynu sa rozpája

Európska cena elektriny historicky kopírovala cenu plynu. Logika je jednoduchá: v hodinách, keď OZE nestíhajú pokryť dopyt, marginálnu cenu na trhu udáva najdrahší zdroj v prevádzke — typicky plynová elektráreň. Pri klasickej účinnosti efektívnej kombinovanej elektrárne (CCGT) okolo 50 % vyrobí 1 MWh elektriny zhruba z 2 MWh plynu, takže fundamentálna cena elektriny by mala oscilovať okolo dvojnásobku ceny plynu plus emisné povolenky a marža.

Ako sme to počítali

Použili sme denné spotové ceny elektriny zo slovenského denného trhu OKTE (priemer 96 štvrťhodinových periód za deň, 1 179 dní v období 1. 1. 2023 – 28. 4. 2026) a denné spotové ceny plynu z rakúskeho uzla CEGH (Day-Ahead EGSI index, vážený priemer obchodov dňa). CEGH je pre slovenský trh relevantnejší než holandský TTF, hoci oba uzly sa v období hýbali takmer paralelne (korelácia +0,99). Korelácia bola počítaná Pearsonovým koeficientom na denných hodnotách.

Čo znamená samotné číslo korelácie? Korelačný koeficient je hodnota medzi −1 a +1, ktorá meria, ako tesne sa dve ceny hýbu spolu. +1,00 znamená dokonalú zhodu (oba pohyby kopírujú jeden druhý), 0,00 znamená nezávislosť (ceny sa hýbu náhodne voči sebe) a −1,00 znamená opačný pohyb (keď jedna stúpa, druhá klesá). V praxi sa hodnoty nad +0,5 považujú za silnú pozitívnu väzbu, hodnoty okolo nuly za rozpojenie a záporné hodnoty za inverzný vzťah.

Pojem „plynový fundament“ v grafe je zjednodušený model ceny elektriny, akú by produkovala efektívna kombinovaná plynová elektráreň (CCGT). Pri účinnosti 50 % vyrobí 1 MWh elektriny zhruba z 2 MWh plynu, takže fundament = cena plynu × 2. Pre prehľadnosť grafu sme do neho nezahrnuli emisné povolenky (ETS), ktoré by fundament posunuli vyššie o ďalších cca 25 – 30 €/MWh, ani maržu obchodníka. Pre kontext: v zime 2024/2025 by EUA pridal k fundamentu cca 30 €/MWh, čím by sa fundament posunul z 80–110 €/MWh na 110–140 €/MWh — a denný priemer elektriny 360 €/MWh ho 12. decembra 2024 napriek tomu prekonal viac než 2,5-násobne. Reálna cena elektriny tak môže byť nad alebo pod týmto fundamentom — a práve tento rozdiel je predmetom analýzy.

Graf 3: Cena elektriny vs „plynový fundament“ — kedy sa väzba držala a kedy sa rozpojila. 

Čo z dát vyplýva

V rokoch 2023 a 2024 stále viditeľne platilo, že cena elektriny na OKTE sa hýbala v takte s cenou plynu. Korelácia bola +0,59 v roku 2023 a +0,62 v roku 2024 — silná pozitívna väzba. Geopolitické šoky sa premietali takmer 1:1 do oboch trhov: keď v júni 2025 zaútočil Izrael na Irán a v marci 2026 nasledovala druhá vlna eskalácie s útokmi na katarské LNG terminály, plyn aj elektrina vyleteli paralelne nahor.

V roku 2025 sa však niečo zmenilo. Korelácia padla na +0,45 a v lete sa výrazne oslabila — v júli a auguste 2025 dosiahla iba +0,19 (slabá pozitívna). Vzťah ceny elektriny a plynu sa rozvoľnil. Plyn sa medzitým pohyboval v pásme 34–38 €/MWh — pod 30 €/MWh padol až v decembri 2025. V prvých štyroch mesiacoch 2026 je korelácia za rok dokonca −0,15 — po prvý raz v dátach mierne negatívna. 

Korelácia ceny elektriny (OKTE) a plynu (CEGH)

Dôvody rozpájania

Príčiny rozpájania sú dve a pôsobia súčasne. Najmä:

• rastúca penetrácia OZE v Nemecku, Poľsku a Rakúsku znamená, že čoraz viac hodín dňa určujú marginálnu cenu solárne a veterné zdroje, nie plynové elektrárne. V týchto hodinách sa cena prepadá pod „plynový fundament“ — vrátane do záporných hodnôt.
• výpadky flexibility (nedostatok batérií, obmedzené prepojenia sústav) spôsobujú, že v hodinách bez slnka a vetra sa cena elektriny vystrelí oveľa vyššie, než by zdôvodnila samotná cena plynu. Špičky 200 – 360 €/MWh denného priemeru v zime 2024/2025 a januári 2026 nemali ekvivalentný protipól v plyne — plyn sa hýbal v pásme 42 – 60 €/MWh. A vo vnútri dňa boli štvrťhodiny ešte extrémnejšie: 12. decembra 2024 dosiahla cena elektriny 850 €/MWh, v januári 2026 takmer 500 €/MWh.

K tomu sa pripočítava strednodobá slovenská špecialita: od 1. januára 2025 Slovensko nedostáva ruský plyn cez Ukrajinu, čo posúva forward krivku rakúskeho uzla CEGH AUTVTP voči nemeckému THE so spreadom približne +1,2 €/MWh. Toto je geopolitická prirážka, ktorá nezmizne nezávisle od OZE produkcie alebo udalostí na Blízkom východe — je to nový stabilný „basis“ slovenského trhu.

Čo to znamená pre vašu firmu — ľudskou rečou

Ak vašu firmu vedie majiteľ alebo CFO, ktorý nie je energetik, hlavná správa je jednoduchá:

Zabudnite na to, že lacný plyn automaticky znamená lacnú elektrinu. Pred piatimi rokmi to bola dobrá pomôcka pri rozhodovaní — dnes platí len v polovici hodín. V druhej polovici si elektrina žije vlastným životom podľa toho, koľko svieti slnko a fúka vietor v Nemecku.

Pred podpisom akéhokoľvek kontraktu na elektrinu si položte tri otázky:

1. „Aký je profil našej spotreby?“ Ak vaša firma spotrebuje väčšinu elektriny cez deň (kancelárie, výroba na jednu zmenu, obchod), do veľkej miery vám pomôžu hodiny so silnou solárnou produkciou. Hybridný kontrakt s časťou na SPOT môže priniesť úsporu. Ak prevádzka beží 24/7 alebo má hlavnú spotrebu večer (chladenie, sklady, gastro), špičkové hodiny vás zasiahnu naplno — a tie sú dnes nezávislé od plynu.

2. „Aká fixná cena nám stojí za ten kľud?“ Pevný kontrakt na 2–3 roky vám dá istotu, ale za stabilitu sa platí. Čím vyššia volatilita sa očakáva, tým drahší fix. V roku 2025 a 2026 ceny pevných kontraktov výrazne narástli — práve preto, že trh prestal byť predvídateľný cez plyn. Porovnajte si tri ponuky a pýtajte sa na podmienky produktu: ako sa rieši odchýlka od predpokladanej spotreby, aké sú sankcie pri predčasnom ukončení, ako často je možné kontrakt revidovať a či je v ňom viazaný len odber alebo aj výkup z prípadnej FVE.

3. „Vieme niečo posunúť do lacných hodín?“ Hodiny, kedy trh ponúka elektrinu lacnejšie, než by zodpovedalo plynu, sú najčastejšie víkendy a slnečné popoludnia. Ak máte v prevádzke chladiarenstvo, ohrev vody, nabíjanie elektrického vozového parku alebo veľké kompresory, posun týchto procesov sa môže oplatiť. Realisticky: bez investície do nástrojov je v typickej slovenskej firme dostupný strop posunu 5–10 % spotreby. S investíciou do energetického manažmentu (EMS, SCADA, riadenie záťaže) sa firma môže dostať až na 20 %. Aj prvé pásmo otvára priestor na úspory, ktoré pred dvomi rokmi neexistovali.

Najefektívnejšie rozhodnutie býva uprostred: hybridný kontrakt, kde fixovaná je tá časť spotreby, ktorú prevádzka nevie posunúť (pece v noci podľa rozpisu pečenia), a flexibilná časť (chladenie, klimatizácia) sa naviaže na trhovú cenu. Pri správnom nastavení môže firma úspory z lacných hodín kombinovať s istotou v drahých hodinách.

Rozhodnutie teda nie je „FIX alebo SPOT“, ale „čo presne na FIX a čo na SPOT“. A toto rozhodnutie sa robí pri analýze odberového profilu — nie pri pohľade na cenníkovú tabuľku.

Pre menšie firmy (do 30 MWh ročne) zostáva pevný cenník dobrým a jednoduchým riešením. Pre stredné a väčšie firmy sa od roku 2025 stáva výber dodávateľa a typu produktu strategickým rozhodnutím s priamym vplyvom na konkurencieschopnosť — nie len administratívnou položkou raz za 2 roky.

Nie cena, ale flexibilita rozhoduje

SEPS vo svojom hodnotení zdrojovej primeranosti elektrizačnej sústavy SR upozorňuje, že potreba flexibility v sústave rastie rýchlejšie než kapacita schopná na výkyvy reagovať. Záporné ceny sú symptómom — skutočným problémom je nedostatok flexibility v sústave. Sieť potrebuje schopnosť rýchlo reagovať: odoberať prebytky a vracať ich, keď výroba klesne.

Práve toto je oblasť, v ktorej skupina UCED, ktorej je ELGAS súčasťou, postavila konkrétne riešenie. 27. marca 2026 spustila spoločnosť UCED Slovensko v teplárni v Považskej Bystrici veľkokapacitné batériové úložisko (BESS) s výkonom 10 MW a kapacitou 16,7 MWh — aktuálne najväčšie zariadenie svojho druhu na Slovensku.

Investícia približne 5 miliónov eur, čiastočne spolufinancovaná z Plánu obnovy a odolnosti SR, sa podarila zrealizovať za rekordných 6 mesiacov od fázy návrhu.

Úlohou ELGAS-u v projekte je manažment cyklu nabíjania a vybíjania batérie. V praxi to znamená, že naši špecialisti na základe analýzy trhových dát rozhodujú, kedy úložisko nabíjať (typicky v hodinách s nízkou alebo zápornou cenou) a kedy energiu uvoľniť späť do siete (v drahých hodinách alebo pri poskytovaní podpornej služby pre stabilitu sústavy). Batéria je certifikovaná aj na primárnu reguláciu frekvencie (FCR) — teda stabilizačnú službu pre celú elektrizačnú sústavu.

Práve dáta z prvých mesiacov prevádzky ukazujú, že arbitráž medzi nabíjaním a vybíjaním je v aktuálnom volatilnom trhu mimoriadne zaujímavou komerčnou príležitosťou. Spread 800+ €/MWh medzi minimom a maximom za šesť týždňov nie je chyba dát — je to nová trhová príležitosť.

Čo môže firma robiť už dnes? Praktický návod

Pri rozhodovaní o tom, ako sa firma postaví k volatilite, odporúčame postupovať v štyroch krokoch.

Krok 1: Audit odberu. Ak nemáte detailné 15-minútové dáta o vlastnej spotrebe za posledný rok, nemôžete robiť kvalifikované rozhodnutie. Distribučná spoločnosť tieto dáta poskytuje. Bez nich neviete, ktorá časť vašej spotreby musí prebehnúť v presne určený čas a ktorú časť viete posunúť. Kompresor, ktorý beží podľa zákaziek na výrobnej linke, je viazaný na konkrétne hodiny. Ohrev technologickej vody do zásobníka, chladenie skladu alebo nabíjanie elektromobilov firmy môžete s troškou plánovania presunúť aj o niekoľko hodín — a využiť tým hodiny s najnižšou cenou.

Krok 2: Analýza odberu. Keď máte dáta, pozrite sa na tvar svojej spotreby — kedy odoberáte najviac, ako veľmi sa profil mení medzi pracovnými dňami a víkendmi, či máte výrazné špičky alebo plochú krivku. Z toho vyplýva, ktorý produkt vám bude sedieť. Pre firmu s aspoň 20 % flexibilnej spotreby má zmysel zvážiť aspoň čiastočný posun na SPOT. Pre firmu s minimálnou flexibilitou je FIX racionálny — ale aj v ňom je rozdiel medzi dodávateľmi rádovo desiatky €/MWh, lebo sa líši v prirážke za pokrytie cenového rizika. Pre firmy nad cca 30 MWh ročnej spotreby sa cena tvorí individuálne podľa odberového profilu — preto má zmysel požiadať o individuálne nacenenie aj s odberovou krivkou a jej aproximáciou na nasledujúce obdobie. Nezáväznú ponuku od ELGAS-u si môžete vyžiadať tu.

Krok 3: Riadenie spotreby. Aj bez zmeny kontraktu má zmysel zvážiť, či sa niektoré procesy nedajú presunúť do nočných alebo víkendových hodín, kedy je cena nižšia. Pre niektoré firmy (chladiarenstvo, výroba ľadu, ohrev technologickej vody) môže ísť o úsporu desiatok percent z účtu za silovú elektrinu.

Krok 4: Strategická úvaha o flexibilite. Pri väčších firmách s ročnou spotrebou nad 1 GWh, ktoré zvažujú vlastnú fotovoltaiku alebo už majú FVE, sa stáva relevantnou aj otázka batériového úložiska. Pri batériách s výkonom nad 1 MW vieme firmám zastrešiť aj manažment prevádzky priamo našimi špecialistami na základe skúseností z projektu Považská Bystrica.

Pre menšie firmy je dnes BESS ekonomicky náročný projekt — ale priebežný vývoj cien batérií a frekvencia záporných cien v sústave posúva návratnosť rok čo rok smerom dolu.

Výhľad: Spotreba +30 až +70 % do roku 2040 a sieť, ktorá nestíha

Volatilita nie je dočasný jav. Podľa hodnotenia zdrojovej primeranosti SEPS (MAF 2023) môže spotreba elektriny do roku 2040 dosiahnuť 36,5 TWh v očakávanom scenári, 43,1 TWh v strednom variante a až 48,7 TWh vo vysokom scenári rýchlej elektrifikácie. To je oproti dnešným cca 27 TWh nárast 30 – 70 %.

Hlavnými ťahúňmi rastu budú elektrifikácia priemyslu (tepelné čerpadlá namiesto plynu, elektrifikácia procesov), elektromobilita a postupný rast dátových centier. Zároveň pribúdajú obnoviteľné zdroje, ktorých výroba nezávisí od dopytu, ale od počasia. Výsledok: viac elektriny v sieti, viac volatility, a sieť, ktorá ešte len musí dobehnúť. Vo viacerých uzloch slovenskej prenosovej sústavy už dnes existujú obmedzenia na pripojenie nových výrobných zdrojov.

Z pohľadu firmy to znamená jedno: kontrakt podpísaný dnes na ďalšie 2 – 3 roky musí počítať s tým, že volatilita bude rásť. Dôležitejšie než samotná cenová úroveň je dnes výber vhodného produktu — pomer fixnej a flexibilnej časti.

Sloboda voľby je dnes konkurenčnou výhodou

Záporné ceny elektriny nie sú anomália — sú prvým signálom novej trhovej dynamiky, v ktorej flexibilita nahrádza nákupnú silu ako kľúčový zdroj úspor. Firmy, ktoré dnes dokážu posunúť časť spotreby do lacných hodín alebo investovať do flexibilných aktív, získavajú konkurenčnú výhodu, ktorá nebola možná pred piatimi rokmi.

V ELGAS-e prepájame znalosť trhu s reálnou prevádzkou energetických aktív v skupine UCED. Ak chcete vedieť, ako môže vaša firma ťažiť z aktuálneho vývoja na trhu — či už cez optimálnu kontraktnú štruktúru, výber produktu SPOT, alebo prevádzku vlastných batérií — sme pripravení pomôcť vám. Získajte nezáväznú ponuku elektriny pre vašu firmu a zistite, ktorý produkt dáva za aktuálnych podmienok strategickú výhodu vašej firme nákupom výhodnej elektriny a plynu.

Zdroje

[1] OKTE, a. s. — Celkové výsledky denného trhu, obdobie 1. 1. 2023 – 28. 4. 2026 (15-minútové periódy, vlastné spracovanie). Dostupné na: https://www.okte.sk/sk/kratkodoby-trh/zverejnenie-udajov-dt/celkove-vysledky-dt/

[2] Montel / PEGAS — CEGH AT VTP Day-Ahead EGSI (rakúsky plynový uzol), denné dáta 2023 – 2026

[3] Energie-portal.sk — Padol nový slovenský rekord. Záporné ceny elektriny prerazili -200 eur/MWh (máj 2025). 

[4] TASR / Teraz.sk — V Považskej Bystrici spustili najväčšie batériové úložisko (27. 3. 2026)

[5] SITA Energetika — UCED spustila v Považskej Bystrici najväčšie veľkokapacitné batériové úložisko na Slovensku.

[6] SEPS — Hodnotenie zdrojovej primeranosti ES SR do roku 2040 (MAF 2023).

Zistite viac o energiách