Európu zaplavila solárna energia. Čo s tým?

Európa nainštalovala stovky miliónov solárnych panelov a v niektorých hodinách vyrába viac elektriny, než ju sieť dokáže efektívne odviesť. Záporné ceny prestali byť kuriozita: v roku 2025 sa Nemecko, Holandsko, Španielsko a Francúzsko prepadli pod nulu vyše 500 hodín. Slovensko v apríli 2026 dosiahlo administratívne minimum −500 €/MWh v niekoľkých hodinách. Od 28. mája 2026 sa toto minimum posúva na −600 €/MWh. Pre firmu, ktorá tento rok podpisuje kontrakt na elektrinu alebo zvažuje vlastnú fotovoltaiku, to mení pravidlá hry — a v článku ukážeme presne ktoré.

Zo solárnej revolúcie sa stala kríza vlastnej úspešnosti

Ak vám v posledných mesiacoch prišla správa, že elektrina sa na slovenskej burze obchodovala v zápore — alebo ak vás zarazila tlačová správa o blackoute v Španielsku či o veternom rekorde v Nemecku — nejde o izolované udalosti. Sú to symptómy rovnakej štrukturálnej zmeny, ktorá za posledných desať rokov pretvorila európsky energetický trh.

EU 27 dosiahla podľa SolarPower Europe na konci roka 2025 inštalovaný fotovoltický výkon 406 GW, čím prekročila cieľ 400 GW stanovený stratégiou EU Solar Energy Strategy z roku 2022. Solár sa tým radí medzi najväčšie zdroje elektriny v EÚ podľa inštalovaného výkonu. V júni 2025 dokonca prvý raz mesačne dodal viac elektriny než ktorýkoľvek iný zdroj — celoročne však zatiaľ nie je dominantný. Slovenský denný trh dosiahol koncom apríla 2026 v niekoľkých hodinách úroveň −500 €/MWh — administratívne minimum, ktoré podľa pravidiel jednotného európskeho denného trhu (skratka SDAC, anglicky Single Day-Ahead Coupling) zatiaľ platí ako dno.

Pre slovenskú firmu, ktorá rieši rozpočet na rok 2027, alebo zvažuje investíciu do vlastnej fotovoltaiky či batériového úložiska, je tento makroekonomický posun veľmi konkrétne číslo na faktúre. V článku ukážeme:

– ako vyzerá rozpojenie ponuky a dopytu v 6 európskych krajinách a kde stojí Slovensko,
– prečo už nestačí pozerať len na frekvenciu záporných cien — ale aj na ich hĺbku,
– prečo sa od 28. mája 2026 dno cien na slovenskom trhu posúva o ďalších 100 €/MWh nižšie a čo to znamená,
– ako sa mení ekonomika solárnych projektov (efekt kanibalizácie),
– prečo sa batériové úložiská stávajú novým pilierom energetiky aj na Slovensku,
– a tri praktické rozhodnutia, ktoré dnes dáva zmysel zvážiť.

Záporným cenám elektriny na SPOTe a tomu, aký kontrakt na elektrinu dáva pre firmu zmysel, sme sa podrobne venovali v samostatnom článku Záporné ceny elektriny: Čo to znamená pre vašu firmu. V tomto texte sa pozeráme na širšiu európsku perspektívu a na to, ako sa do nej zaraďuje Slovensko.

Čo nám hovorí porovnanie 6 trhov: solárna energia je úspech, ale aj problém

Najlepším spôsobom, ako pochopiť rozsah zmeny, je porovnanie. Analýza nástroja Strommarkt-App, publikovaná v pv-magazine v novembri 2025, mapovala počet hodín so zápornou cenou na denných trhoch v celej Európe. Po desiatich mesiacoch roka 2025 viedli nemecké, holandské, španielske a francúzske trhy s viac než 500 hodinami záporných cien, švédska zóna SE2 dokonca 593 hodín. Stredná a východná Európa — vrátane Česka, Poľska, Maďarska, Slovinska, Slovenska a Chorvátska — sa pohybovala okolo 300 hodín. V celoročnom súčte za rok 2025 sú čísla ešte výraznejšie.

Graf 1: Počet hodín so zápornou cenou na denných trhoch elektriny v Európe za celý rok 2025. Slovensko zvýraznené. Zdroj: Strommarkt-App / pv magazine, Ricardo plc (analýza dát platformy ENTSO-E), OKTE (Slovensko). Spracovanie: ELGAS, 2026.

Slovensko s približne 301 hodinami so zápornou cenou patrí do strednej skupiny — výrazne pod nemeckou alebo holandskou úrovňou, ale v rovnakej kategórii ako Česko, Poľsko a Maďarsko. Dôvod je jednoduchý: domáca slovenská solárna kapacita je obmedzená (limity Slovenskej elektrizačnej prenosovej sústavy na pripájanie nových zdrojov dlhodobo zužujú trh), ale trh je hlboko prepojený s nemeckým, rakúskym a českým cez tzv. market coupling (technické prepojenie národných denných trhov, ktoré umožňuje cezhraničné obchodovanie elektriny). Záporné ceny u nás sú vo veľkej miere ovplyvnené importom: keď slnečný víkend zaplaví Nemecko a Poľsko prebytkom, cena klesá pod nulu naprieč regiónom.

Skok v Q1 2026: trend, ktorý ide hore

Čo robí dáta z roku 2025 ešte alarmujúcejšie, je porovnanie prvého kvartálu 2026. Britská konzultačná spoločnosť Ricardo plc na začiatku mája 2026 zverejnila analýzu, podľa ktorej denné trhy v EU-27 zaznamenali v Q1 2026 spolu 1 223 hodín so zápornou cenou — viac než dvojnásobok 593 hodín z Q1 2025 a vyše desaťnásobok 119 hodín z Q1 2022. Záporné hodiny v EU-27: prvý kvartál sa za 4 roky zdesaťnásobil

V tomto rebríčku sa Slovensko správa konzistentne so svojou regionálnou skupinou. Za prvé štyri mesiace a štyri dni roka 2026 narástol počet hodín so zápornou cenou v slovenskom dennom trhu na 126,8 hodín — viac, než celý rok 2023 (90 h) a približne 42 % celého roka 2025. Inými slovami: ak rok 2025 priniesol Slovensku 301 záporných hodín, rok 2026 sa hlási o slovo s tempom, ktoré by celoročne mohlo prekročiť 400 hodín — a to ešte pred sezónou letných extrémov.

Graf 2: Počet hodín so zápornou cenou v EU-27 za prvý kvartál (Q1) jednotlivých rokov. EU-27 bez Cypru, Malty a Talianska (do reformy trhu TIDE v januári 2025 mali špeciálny režim). Zdroj: Ricardo plc / WSP, analýza dát ENTSO-E Transparency Platform, máj 2026.

Frekvencia nie je všetko: pozor na hĺbku

Sledovať len počet záporných hodín je chyba. Rozdiel medzi „cena padla pod nulu o pár centov“ a „cena dosiahla −250 €/MWh“ je z hľadiska ekonomiky výroby a obchodu zásadný. Tu sa ukazuje, že trhy s podobnou frekvenciou majú úplne odlišnú hĺbku záporu.

Nemecko v roku 2025 dosiahlo priemernú zápornú cenu −10,89 €/MWh a absolútne minimum −250,32 €/MWh, pričom 13 hodín spadlo pod −100 €/MWh. Španielsko zaregistrovalo 556 záporných hodín, ale s priemerom iba −2,10 €/MWh a minimom −15 €/MWh — žiadna španielska hodina nepadla pod −25 €/MWh za celý rok. Poľsko je najvolatilnejšie z porovnávanej skupiny: jeho 310 záporných hodín malo priemer −15,75 €/MWh, najnižší z celej skupiny, a minimum −132,95 €/MWh. Severné trhy (Fínsko, Švédsko) majú síce vysoký počet záporných hodín, ale s priemernou hĺbkou len okolo −1 až −2 €/MWh.

Pre slovenský trh to znamená dôležitú informáciu. Cez market coupling sme prepojení s nemeckým aj poľským trhom — teda s trhmi, ktoré majú najhlbšie záporné ceny v Európe. Slovenské minimum −202,70 €/MWh za rok 2025 a prepad na −500 €/MWh v niekoľkých hodinách roka 2026 nie sú náhodné výkyvy: kopírujú nemeckú a poľskú hĺbku, lebo cenu nám určuje regionálny trh, nie domáca ponuka a dopyt.

Graf 3: Priemerná záporná cena a absolútne minimum na denných trhoch v roku 2025. Pre Slovensko: absolútne minimum −202,70 €/MWh je overené z denných dát OKTE; priemerná záporná cena −10,90 €/MWh je odhad ELGAS-u na základe vzorky obchodných dní s negatívnymi cenami v roku 2025. V apríli 2026 klesla cena na slovenskom dennom trhu v niekoľkých hodinách na −500 €/MWh — to už nie je trhová cena, ale administratívne minimum SDAC. Zdroj: Ricardo plc (analýza dát ENTSO-E za rok 2025), OKTE.

Paradox cenového dna: pravidlo navrhnuté na ochranu pripravuje hlbší prepad

Jeden zo zdanlivo technických detailov európskej trhovej regulácie sa práve mení a má veľmi praktický dopad. Ide o harmonizovanú minimálnu zúčtovaciu cenu (HMMCP — Harmonised Minimum Clearing Price), čo je administratívne dno, pod ktoré nemôžu klesnúť výsledky aukcie na denných trhoch SDAC. Od roku 2023 platí dno −500 €/MWh. Od 28. mája 2026 sa však znižuje na −600 €/MWh.

Mechanizmus je adaptívny. Podľa nariadenia CACM (Commission Regulation 2015/1222) a metodiky HMMCP, ak sa cena v rámci SDAC v ktorejkoľvek z 61 zón v dvoch rôznych obchodných dňoch dostane do pásma 60 % od aktuálneho dna alebo nižšie, dno sa automaticky posúva o 100 €/MWh smerom nadol. Druhá kvalifikačná udalosť, ktorá tento posun spustila, nastala podľa správy OKTE 25. apríla 2026.

Pre slovenského odberateľa elektriny má táto zmena tri praktické dôsledky:

– Zvýšenie maximálnej hĺbky volatility o 100 €/MWh. Cena na slovenskom dennom trhu môže odteraz v hodine s extrémnym prebytkom poklesnúť až na −600 €/MWh. Pre porovnanie: za celý rok 2025 bolo na slovenskom trhu absolútne minimum −202,70 €/MWh.
– Posun ekonomiky flexibility. Hodina, v ktorej firma so spotovým kontraktom prijíma elektrinu zo siete za −600 €/MWh, znamená, že dostáva zaplatené 600 € za každú odobratú MWh. Pre batériové úložisko alebo firmu so schopnosťou posunúť spotrebu sa tým rozširuje pásmo arbitráže.
– Hlbšie negatívne signály pre nových výrobcov OZE. Solárny projekt bez batérie, ktorý v hodinách extrémneho prebytku produkuje, nielenže neinkasuje za výrobu — môže platiť za to, že do siete dodáva. Mechanizmus ďalej tlačí na zmysel kombinovať novú výrobu s úložiskom.

To, čo bolo navrhnuté ako poistka voči trhovým extrémom, sa stáva ich potvrdzovateľom. Adaptívny mechanizmus HMMCP nereguluje volatilitu, ale ju kódifikuje: keď sa extrémy stávajú bežnými, dno sa posunie nižšie. Ak by sa kvalifikačná udalosť zopakovala aj pri novom dne −600 €/MWh, mechanizmus ho posunie na −700 €/MWh a tak ďalej.

Kanibalizácia: prečo solár podráža ekonomiku sám sebe

Záporné ceny sú symptómom hlbšieho fenoménu, ktorému ekonómovia hovoria kanibalizácia solárnej energie. Mechanika je jednoduchá: čím viac solárnych panelov v Európe pribúda, tým viac elektriny sa vyrobí v rovnakých hodinách. Slnko svieti všetkým rovnako. Výsledok? V hodinách s vysokou produkciou klesá cena pod priemer trhu — niekedy aj pod nulu — a každý nový panel získava za vyrobenú kWh menej.

Túto matematiku elegantne zachytáva pojem capture price (v slovenčine záchytná cena — priemerná cena, za ktorú solárna elektráreň reálne predáva svoju produkciu, vážená podľa hodín výroby). Napríklad v októbri 2025 dosiahol nemecký solár capture price 71,55 €/MWh oproti priemernej trhovej cene 84,40 €/MWh — pomer 85 %. V Španielsku bol tento rozdiel ešte výraznejší: solárny capture price iba 42,36 €/MWh oproti trhovému priemeru 73,80 €/MWh, čo znamená pomer len 57,4 %.

Inými slovami: španielsky solárny projekt v tomto mesiaci inkasoval pri rovnakej výrobe takmer o polovicu menej, než by si zaslúžila priemerná trhová cena. Bloomberg cituje generálneho riaditeľa medzinárodnej solárnej spoločnosti Sonnedix Axela Thiemanna: predpoklady, na ktorých stáli solárne investície počas a krátko po energetickej kríze, už neplatia — záporné ceny a curtailment narúšajú návratnosť.

Pre slovenského investora, ktorý zvažuje výstavbu väčšej fotovoltaickej elektrárne nad rámec samospotreby, je toto zásadný posun. Modely návratnosti, ktoré v rokoch 2022—2023 počítali s priemernou trhovou cenou ako jednoduchým základom kalkulácie, dnes podhodnocujú riziko rozdielu medzi trhovým priemerom a reálnou záchytnou cenou — v praxi môže ísť o rozdiely v desiatkach percent.

Curtailment: keď výrobca vypína zaplatený panel

Druhý dôsledok prebytku je curtailment (v slovenčine administratívne obmedzenie výroby — situácia, keď prevádzkovateľ sústavy nariadi výrobcom odstaviť svoje zdroje, lebo v sieti je viac elektriny, než sa dá spotrebovať alebo transportovať). Podľa Bloomberg z mája 2026 vzrástla v Q1 2026 miera curtailmentu solárnej výroby v Španielsku odhadom na 16 % a v Nemecku zhruba na 13 %, pričom v oboch krajinách ide o približne dvojnásobok hodnôt z rovnakého obdobia minulého roka.

Pre kontext: 13 % curtailmentu na nemeckom solári znamená, že každý ôsmy panel je v hodinách najvyššej produkcie odpojený od siete. Bloomberg cituje generálneho riaditeľa nemeckej spoločnosti EON SE Leonharda Birnbauma s vetou, ktorá zhŕňa celý problém v jednej myšlienke: solárne panely, ktoré nedokážu dodávať elektrinu do siete, neušetria ani jednu tonu CO₂.

Na Slovensku zatiaľ otvorený curtailment v takom rozsahu nepoznáme — domáca FVE kapacita je obmedzená a Slovenská elektrizačná prenosová sústava uvoľnila v posledných rokoch len 577 MW pre fotovoltické a veterné elektrárne iné ako lokálne zdroje, pričom samotná realizácia tohto výkonu výrazne zaostáva za uvoľnenými kapacitami. Lenže curtailment k nám prichádza inou cestou: importovanými zápornými cenami, ktoré rozkolísavajú ekonomiku domácich projektov tak isto, ako by ich rozkolísali priame zákazy.

Sieť, ktorá nestíha: 1,2 bilióna eur do roku 2040

Tradične rovnováhu v sieti pomáhali držať veľké rotujúce turbíny — uhoľné, plynové a jadrové bloky, ktoré okrem elektriny dodávali aj zotrvačnosť potrebnú na stabilitu frekvencie a regulovanie napätia. Solárna a veterná výroba pripojená cez meniče (inverter-based generation) sa správa inak: bez prirodzenej zotrvačnosti, s rýchlejšími zmenami výkonu, s vyššou citlivosťou na nastavenia ochrán. Sieť tak reaguje citlivejšie na náhle skoky ponuky a dopytu a vyžaduje viac aktívneho riadenia, najmä v oblasti regulácie napätia a reaktívneho výkonu.

Práve s nedostatkami v regulácii napätia bola spájaná aj najväčšia výpadková udalosť posledných rokov — blackout v Španielsku a Portugalsku 28. apríla 2025. Podľa záverečnej správy Expert Panel ENTSO-E z 20. marca 2026 (49 odborníkov z prevádzkovateľov prenosových sústav, regionálnych koordinačných centier, ACER a národných regulátorov) bol blackout spôsobený kombináciou viacerých faktorov: oscilácií, nedostatkov v kontrole napätia a reaktívneho výkonu, rozdielov v praktikách regulácie napätia, rýchlych poklesov výkonu a kaskádových odpojení generátorov v Španielsku a nerovnomerných stabilizačných schopností. Tieto faktory viedli k rýchlemu nárastu napätia (overvoltage) a kaskádovému odpojeniu výroby.

Predseda riadiacej rady ENTSO-E Damián Cortinas pri prezentácii správy uviedol: „Problém nie sú obnoviteľné zdroje, ale kontrola napätia, bez ohľadu na typ výroby.“ Ide o prvý takýto incident v Continental Europe Synchronous Area — historicky prvý blackout vyvolaný nadmerným napätím, nie nedostatkom napätia (undervoltage).

Reakcia v španielskom prevádzkovom režime bola okamžitá: od blackoutu sa drží vyšší podiel synchrónnych zdrojov v zálohe (plynové elektrárne so schopnosťou regulácie napätia), čo zvyšuje systémové náklady a vedie k vyššej miere curtailmentu OZE.

Európska komisia v decembri 2025 predstavila tzv. European Grids Package — plán s rozpočtom 1,2 bilióna eur (1,4 bilióna USD) na investície do prenosových a distribučných sietí do roku 2040 (z toho 730 miliárd na distribučné a 477 miliárd na prenosové siete). Bez tohto rozšírenia bude rastúca solárna a veterná kapacita ďalej narážať na fyzické limity súčasnej infraštruktúry. A tu sa otvára priestor pre druhý pilier transformácie: úložiská.

Batérie ako nový pilier ekonomiky energetiky

Ak sieť nestíha rozvádzať vyrobenú elektrinu v reálnom čase, riešením je posunúť ju v čase. Presne to robí batériové úložisko (skratka BESS, z anglického Battery Energy Storage System): pohlcuje prebytky v hodinách, keď je ich príliš veľa, a uvoľňuje ich v hodinách, keď chýbajú. Tým rieši zároveň záporné ceny, kanibalizáciu solárnej energie, ako aj nedostatok flexibility v sieti.

Európska dynamika a slovenský prvý krok

Podľa BloombergNEF má kapacita batériových úložísk v Európe do roku 2030 narásť štvornásobne. Štúdia spoločnosti Aurora Energy Research uvádza, že k októbru 2024 dosiahol celkový pripojený výkon BESS v európskej sieti 10,3 GW; do roku 2030 by toto číslo mohlo stúpnuť na 55 GW a do roku 2050 až na 126 GW.

Slovensko zatiaľ na túto vlnu len nastupuje. V januári 2026 spustila spoločnosť UCED Slovensko v teplárni v Považskej Bystrici veľkokapacitné batériové úložisko 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 šesť mesiacov od fázy návrhu.

Pre nás v ELGAS-e to nie je vzdialený projekt — sme súčasťou skupiny UCED a podieľame sa na obchodnom modeli úložiska priamo. 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 (skratka FCR, z anglického Frequency Containment Reserve — najrýchlejšia stabilizačná služba sústavy, ktorá v sekundovom rozsahu vyrovnáva rozdiel medzi výrobou a spotrebou).

Posun cenového dna z −500 na −600 €/MWh ďalej zvýrazňuje hodnotu BESS — rozdiel medzi maximom a minimom denného trhu (max–min spread day-ahead) sa môže pri extrémoch rozšíriť o ďalších 100 €/MWh oproti predchádzajúcemu obdobiu. Pre úložisko, ktoré nakupuje v najnižších hodinách a predáva v najvyšších, sa každý takýto výkyv premieta priamo do výnosov.

IRENA: solár s batériami už dnes lacnejší ako nový plyn

Pri pohľade na ekonomiku batérií je dôležité zasadiť ich do širšieho cenového kontextu. Medzinárodná agentúra pre obnoviteľnú energiu (IRENA) publikovala 6. mája 2026 v Abu Dhabi správu 24/7 Renewables: The Economics of Firm Solar and Wind, ktorá prvý raz porovnáva celkové náklady na nepretržitú dodávku elektriny z kombinácie solár plus batérie s cenou novostavaných fosílnych zdrojov.

Graf 4: Pokles nákladov na nepretržitú dodávku elektriny zo solárnej elektrárne s batériovým úložiskom (anglicky firm cost / firm LCOE — Levelized Cost of Electricity pre zostavu schopnú dodávať elektrinu nepretržite, 24/7). Hodnoty platia pre lokality s vysokou intenzitou slnečného žiarenia (UAE, Saudská Arábia, časti Číny) — slovenské podmienky sú menej priaznivé, ale celosvetový trend poklesu nákladov platí všade. Zdroj: IRENA — 24/7 Renewables: The Economics of Firm Solar and Wind, 6. máj 2026.

Zistenie je zásadné. V lokalitách s vysokou intenzitou slnečného žiarenia kombinácia solár + batérie dosiahla v roku 2025 náklady na nepretržitú dodávku elektriny na úrovni 54 až 82 USD/MWh — oproti 70—85 USD/MWh pre elektrinu z novej uhoľnej elektrárne v Číne a viac než 100 USD/MWh pre elektrinu z novej plynovej elektrárne globálne. V roku 2020 boli rovnaké náklady ešte nad 100 USD/MWh.

Pokles je výsledkom troch trendov, ktoré IRENA dokumentuje od roku 2010:

– celkové investičné náklady na solárne elektrárne klesli o 87 %,
– pri pevninských veterných elektrárňach o 55 %,
– pri batériových úložiskách až o 93 %.

Do roku 2030 IRENA očakáva ďalší pokles týchto nákladov o 30 %, do roku 2035 o 40 % — t. j. pod 50 USD/MWh pre najlepšie lokality. Ako uviedol generálny riaditeľ IRENA Francesco La Camera, „obnoviteľná elektrina dostupná 24 hodín denne, 7 dní v týždni je dnes cenovo konkurencieschopná voči fosílnym palivám“.

Slovensko nepatrí medzi lokality s vysokou intenzitou slnečného žiarenia, takže absolútne čísla z reportu nemožno priamo prekopírovať na rieky Hron a Váh. Trend však platí všade: náklady na batérie klesli viac než osemkrát rýchlejšie ako náklady na fosílne zdroje za rovnaké obdobie, a ekonomika hybridných projektov (FVE + BESS) sa v ktorejkoľvek lokalite blíži k bodu, kde nie je dôvod uvažovať o samostatnej elektrárni bez úložiska.

Slovenský regulačný boj: prečo batérie zatiaľ nemajú férový prístup k trhu

Slovenský pohľad na batériové úložiská má aj druhú, menej optimistickú stránku. 13. mája 2026 podala Slovenská asociácia udržateľnej energetiky (SAPI) podnet Európskej komisii, v ktorom žiada preverenie pravidiel, ktoré obmedzujú samostatne stojace batérie pri poskytovaní podporných služieb slovenskej prenosovej sústave.

Podľa SAPI ide zo strany Slovenskej elektrizačnej prenosovej sústavy o netransparentný a diskriminačný prístup, ktorý batériám bráni vstúpiť na trh služieb flexibility. Obmedzenia sa opierajú o štúdiu vypracovanú pre SEPS, ktorej úplné znenie nebolo verejne sprístupnené. SEPS sa odvoláva najmä na potrebu bezpečnej a spoľahlivej prevádzky sústavy a uvádza, že batériové systémy už dnes môžu za určitých podmienok poskytovať niektoré typy služieb — napríklad FCR alebo ďalšie služby v kombinácii s točivým zdrojom.

SAPI argumentuje, že ak existujú technické limity využitia batériových úložísk v podporných službách, majú byť riešené transparentnými a overiteľnými technickými podmienkami — napríklad požiadavkami na kapacitu, riadenie stavu nabitia, dostupnosť výkonu či certifikáciu. Plošné vylúčenie celej technológie podľa SAPI vedie k uzavretejšiemu trhu, slabšej konkurencii a v konečnom dôsledku k vyšším nákladom na podporné služby, ktoré sa premietajú do účtov koncových odberateľov elektriny.

Spor je dôležitý nielen pre developerov batérií, ale aj pre každú firmu, ktorá platí za elektrinu. Náklady podporných služieb sú súčasťou regulovanej zložky koncovej ceny. Čím viac subjektov môže o ich poskytovanie súťažiť, tým vyšší tlak na cenu — a tým nižší účet pre odberateľa.

Tri praktické rozhodnutia

Z pohľadu firmy nie je dôležité, či má SAPI alebo SEPS pravdu o batériách. Dôležité je, že volatilita zostáva — a posunom cenového dna z −500 na −600 €/MWh sa ešte rozširuje. Firma sa s ňou musí naučiť pracovať. V praxi sa to premieta do troch rozhodnutí.

Rozhodnutie 1: Štruktúra kontraktu na elektrinu

Najjednoduchšia pomôcka: čím viac volatility na trhu, tým drahšia je za inak rovnakých podmienok fixácia. Dodávateľ si v cene fixného kontraktu účtuje prirážku za prevzatie cenového rizika — a v rokoch 2025—2026 sa táto prirážka výrazne zvýšila, lebo trh sa stáva ťažšie predvídateľný.

Pre firmu so spotrebou do 30 MWh ročne zostáva pevný cenník dobrým a jednoduchým riešením. Pre stredné a väčšie firmy (od cca 100 MWh ročne) sa otvára priestor pre hybridné modely:

– časť spotreby, ktorá je technologicky viazaná na konkrétne hodiny (nočná zmena, definované pečenie, kontinuálna výroba), fixovať,
– časť, ktorú firma vie posunúť (chladenie, ohrev technologickej vody, kompresory, nabíjanie elektroaut), naviazať na spotovú cenu.

V hodinách so zápornou cenou firma so spotovým kontraktom za samotnú komoditu efektívne neplatí nič — niekedy dokonca dostane zaplatené. Po 28. máji 2026 môže ísť teoreticky až o 600 € za každú MWh odobratú v hodine extrémneho prebytku. V drahých hodinách funguje fixovaná časť ako poistka.

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

Rozhodnutie 2: Vlastná fotovoltaika — áno, ale ako?

Vlastná fotovoltaika pre firmu zostáva v slovenských podmienkach ekonomicky atraktívna — pokiaľ je projektovaná na samospotrebu, nie na predaj prebytkov. Dôvod je priamy: kým samospotreba vám šetrí plnú cenu elektriny (komodita + distribúcia + poplatky), výkup prebytkov vám dnes vie priniesť len trhovú spotovú cenu mínus prirážka — a v hodinách najsilnejšej produkcie (kedy vyrábate najviac) je trhová cena najnižšia práve preto, že vtedy vyrába aj každá iná elektráreň.

Praktický odkaz: ak zvažujete inštaláciu FVE na halu, kancelársku budovu alebo výrobu, dimenzujte ju podľa svojej spotreby v hodinách výroby panelov, nie podľa strešnej plochy. Inštalácia 200 kWp na hale, ktorá v slnečných hodinách spotrebuje len 80 kW, znamená, že zvyšok výroby budete predávať za cenu, ktorú v hodinách prebytku nikto nedrží na požadovanej úrovni — a posun cenového dna z −500 na −600 €/MWh znamená, že vo výnimočných hodinách môže výrobca pre záporné ceny dokonca platiť za to, že do siete dodáva.

Pre firmy, ktoré už majú FVE a chcú maximalizovať samospotrebu, sa otvára otázka batériového úložiska. Pri menších výkonoch (do 30 kWp) je dnes ekonomika BESS pre firemné inštalácie stále hraničná. Pri väčších inštaláciách (nad 100 kWp a najmä nad 500 kWp) sa však kombinácia FVE + BESS stáva čoraz reálnejšou — najmä ak ju kombinujeme s riadením spotreby a obchodovaním na trhu.

Premýšľate nad vlastnou fotovoltaickou elektrárňou? Potrebujete sa zorientovať ako to funguje a čím si treba prejsť? Pripravili sme pre vás stručný opis  postupu pripojenia aj najčastejšie otázky a odpovede v súvislosti s predajom prebytkov výroby elektriny.

Rozhodnutie 3: Aktívne riadenie spotreby

Bez ohľadu na to, či má firma fix alebo spot, či má FVE alebo nie, jeden princíp platí pre všetky: každá kWh, ktorú firma dokáže presunúť z drahej hodiny do lacnej, má v aktuálnom trhu vyššiu hodnotu než ešte pred dvomi rokmi. Spread medzi maximom a minimom dňa môže dosiahnuť stovky eur na MWh — a tieto rozdiely sú v aktuálnom rozsahu výrazne menej časté než pred rokom 2024.

Pre firmu so spotrebou 800 MWh ročne to v praxi znamená: aj posun 15 % spotreby z najdrahších hodín do priemerných môže znížiť ročný účet o tisíce eur. Pri spotrebe nad 5 GWh ide o desaťtisíce. A tento benefit sa každý rok zvyšuje, lebo volatilita rastie.

Konkrétne kroky, ktoré dnes dáva zmysel zvážiť:

– audit odberového profilu — porovnať vlastnú dennú spotrebu s krivkou ceny na slovenskej burze OKTE,
– identifikácia flexibilných procesov — ktoré technológie môžu bežať mimo cenovej špičky,
– technické riešenie — od jednoduchého plánovania zmien až po energetický manažment systém (skratka EMS, anglicky Energy Management System — softvérový nástroj na automatické riadenie spotreby podľa aktuálnej ceny elektriny).

Z našich skúseností s tisíckami firemných odberných miest vieme, že aj v segmentoch, ktoré sa na prvý pohľad zdajú „neflexibilné“, sa po dôkladnej analýze vždy nájde 5—15 % spotreby, ktorú je možné posunúť bez vplyvu na výrobné procesy.

Flexibilita je nová mena energetiky

Európsky energetický trh sa za desať rokov posunul z otázky „odkiaľ vziať dosť elektriny“ k otázke „kedy ju dodať alebo spotrebovať“. Tento posun nie je dočasný — je štrukturálny. Solárna kapacita ďalej porastie, lebo cenovo poráža alternatívy, batérie budú lacnieť dvojcifernou ročnou mierou a podiel hodín, v ktorých cenu určuje slnko alebo vietor, sa každým rokom zvyšuje. Adaptívne posúvanie cenového dna SDAC nie je technická anomália — je matematickým záznamom tohto trendu.

V tomto novom systéme prestáva platiť jedna z najstarších energetických rovníc: viac inštalovaného výkonu = viac zarobených peňazí. Záporné ceny, kanibalizácia a curtailment dokážu túto rovnicu obrátiť. Hodnotu dnes nesie schopnosť stáť na správnej strane volatility — vyrábať vtedy, keď je málo zdrojov, spotrebovať vtedy, keď je ich veľa, alebo presúvať energiu v čase prostredníctvom úložiska.

Spoločnosť, ktorá dnes podpisuje kontrakt na ďalšie tri roky, alebo investuje do vlastných výrobných kapacít, sa neuzatvára k jednej cene — uzatvára sa k jednej stratégii voči volatilite. A táto stratégia sa stáva jedným z mála faktorov, ktoré ostávajú v rukách firmy aj v trhu, ktorému dominujú makroekonomické a geopolitické sily.

V ELGAS-e prepájame znalosť trhu s reálnou prevádzkou energetických aktív v skupine UCED, ktorá na Slovensku spustila najväčšie batériové úložisko. Vidíme, ako sa volatilita premieta do ceny elektriny pre firmy v reálnom čase a vieme, ktoré produkty dnes dávajú strategický zmysel.

→ Získajte nezáväznú ponuku elektriny pre vašu firmu a porozprávame sa o tom, ako vyzerá optimálna stratégia voči volatilite vo vašej konkrétnej prevádzke.

Zdroje

[1] Bloomberg — Europe Has Too Much Solar Power and Its Grid Can’t Handle It, Eamon Farhat a Eva Brendel, 13. máj 2026.

[2] pv magazine International — Europe faces surge in negative power prices as solar output grows, 3. november 2025. Dostupné na: pv-magazine.com

[3] pv magazine International — Europe’s negative electricity price hours double in Q1 amid renewables surpluses, market imbalances (analýza Ricardo plc / WSP), 8. máj 2026. Dostupné na: pv-magazine.com

[4] SolarPower Europe — EU Market Outlook for Solar Power 2025—2030: EU hits 2025 solar target but market contraction puts 2030 goal at risk, 11. december 2025. Dostupné na: solarpowereurope.org

[5] Európska komisia — European Grids Package: Anticipatory investments for developing forward-looking electricity networks, COM(2025) 1006, december 2025. Dostupné na: eur-lex.europa.eu

[6] ENTSO-E Expert Panel — Final Report on the Grid Incident in Spain and Portugal on 28 April 2025, 20. marec 2026. Dostupné na: entsoe.eu

[7] IRENA — 24/7 Renewables: The Economics of Firm Solar and Wind, tlačová správa Abu Dhabi, 6. máj 2026. Dostupné na: irena.org

[8] SAPI — Batériové úložiská potrebujú jasné pravidlá, SAPI dáva podnet na EK, 13. máj 2026. Dostupné na: sapi.sk

[9] SAPI — Solár s batériami dokáže zabezpečiť elektrinu pri cene už od 54 USD/MWh, 13. máj 2026 (zhrnutie reportu IRENA). Dostupné na: sapi.sk

[10] OKTE, a. s. — Zmena harmonizovanej minimálnej ceny pre denný trh na −600 EUR/MWh, 7. máj 2026. Dostupné na: okte.sk

[11] NEMO Committee — Harmonised Minimum Clearing Price for SDAC to Be Set to −600 EUR/MWh Starting from the 28th May 2026 (Trading Date), máj 2026. Dostupné na: nemo-committee.eu

[12] OKTE, a. s. — Celkové výsledky denného trhu, obdobie 2023—2026. Dostupné na: okte.sk

[13] Energie-portal.sk — Nové dno. Minimálna cena elektriny na európskych spotoch ide dole, pridáva sa aj Slovensko, máj 2026. Dostupné na: energie-portal.sk

[14] SITA Energetika — UCED spustila v Považskej Bystrici najväčšie veľkokapacitné batériové úložisko na Slovensku, 27. marec 2026. Dostupné na: sita.sk

[15] SEPS — Hodnotenie zdrojovej primeranosti ES SR do roku 2040 (MAF 2023). Dostupné na: sepsas.sk

[16] BloombergNEF — európske odhady inštalovaných FVE kapacít, curtailment a investícií do sietí (citované v Bloomberg článku z 13. mája 2026).

[17] Aurora Energy Research — európske odhady kapacity BESS, október 2024.

[18] ELGAS — Záporné ceny elektriny: Čo to znamená pre vašu firmu, autor Jana Martanovičová, apríl/máj 2026. Dostupné na: elgas.sk

Zistite viac o energiách