Německý trh s elektřinou je dnes s počasím spojen jako málokteré jiné odvětví hospodářství. S podílem obnovitelných zdrojů na celkové výrobě ve výši téměř 60 procent nerozhoduje o ceně elektřiny primárně poptávka, nýbrž otázka: Svítí slunce, fouká vítr – a jak přesně se to dá předpovědět?
Zatímco Předpověď počasí dříve pro Energetický trh byla jen okrajovou informací, je dnes jednou z nejdůležitějších informací pro všechny účastníky trhu s elektřinou. Pro přesné a regionálně rozlišené předpovědi počasí vznikl samostatný a vysoce specializovaný trh. Jsou považovány za kritický vstupní faktor pro řízení sítě, burzu s elektřinou a ekonomický provoz Akumulátorové úložiště (BESS).
Tři cílové skupiny a různé požadavky na data o počasí
Provozovatelé přenosové soustavy: Jízdní řády, regulační energie a redispečink
Provozovatelé přenosových a distribučních soustav potřebují předpovědi počasí k plánování nasazení elektráren a zatížení sítě. Pokud se skutečná výroba z větru a fotovoltaiky liší od předpovědi, hrozí přetížení sítě – důsledkem jsou opatření pro redispatching, tedy krátkodobé zásahy do provozu elektráren a výrobních zařízení.
Rozměr tohoto problému se ukazuje v aktuálních číslech: Předběžné náklady na řízení síťových přetížení vzrostly v roce 2025 o čtyři procenta na zhruba 3,1 miliardy eur, přičemž celkový objem opatření zůstal s přibližně 30,3 terawatthodinami téměř nezměněn.
Obzvláště pozoruhodné: fotovoltaické elektrárny musely být v roce 2025 regulovány o 94 procent více než v předchozím roce – což je přímý důsledek stále přesnější, ale také stále volatilnější dodávky fotovoltaické energie, která za slunečných dnů přivádí distribuční síť na její hranice. Pro provozovatele sítí tak předpověď počasí není pouhým plánovacím bonusem, nýbrž má bezprostřední dopad na náklady.
Další informace: Redispatch – Technik, procesy a budoucnost
Obchodník s elektřinou: Cenová prognóza pro Day-Ahead a Intraday
Pro účastníky trhu s elektřinou je předpověď počasí základem každého odhadu ceny. Jelikož dodávky energie z větrných a fotovoltaických elektráren přímo ovlivňují pořadí podle ekonomické výhodnosti, rozhodující je kvalita prognózy přes Zisk nebo ztráta v obchodování typu „day-ahead“ a „intraday“.
Volatilita, která z toho vyplývá, je mezitím extrémní: Ceny na burze EPEX dosáhly v roce 2025 rozmezí od –130 do +583 €/MWh. V první polovina roku 2026 byly to dokonce ceny od – 499 do + 747 €/MWh. Počet hodin se zápornými cenami elektřiny činil v roce 2024 přibližně 457 a v roce 2025 to bylo 573, přičemž tendence nadále roste.
Zároveň se průměrný intradenní spread zvýšil z 6 ct/kWh (2020) na 11,7 ct/kWh (2025), přičemž do roku 2030 se předpokládá hodnota 15–20 ct/kWh. Kdo zná regionální oblačnost nebo místní bezvětří o několik hodin dříve a přesněji než trh, může tyto cenové špičky cíleně obchodovat – kdo to nedokáže, zaplatí za ně.
Provozovatelé BESS: Jízdní řády, arbitráž a víceúčelové řízení
Pro provozovatele bateriových úložišť se tyto dva aspekty spojují do jedné klíčové ekonomické otázky: Kdy nabíjet, kdy vybíjet? Optimalizace provozního plánu bateriového úložiště (BESS) v režimu FTM (Front-of-the-Meter) přímo závisí na přesnosti cenové a tím i meteorologické předpovědi – každý zmeškaný cenový vrchol znamená ušlou arbitráž, každé nesprávně načasované nabití představuje reálnou ekonomickou ztrátu.
To platí tím spíše, čím je příjmová strategie granulačnější: Úložiště, které provozuje tzv. revenue stacking – tedy využívá více zdrojů příjmů, jako je Day-Ahead-Handel, Intradenní obchodování a Řízení energie v kombinaci – vyžaduje přesné a aktuální meteorologické údaje pro každou jednotlivou úroveň rozhodování.
Od předpovědi k harmonogramu – stručně vysvětleno
Meteorologické služby a specializovaní poskytovatelé energetické meteorologie vytvářejí své prognózy na základě numerických předpovědních modelů (NWP), které se v souborových (ensemble) metodách počítají opakovaně s mírně odlišnými počátečními podmínkami, aby se zmapovalo rozmezí možného vývoje. Pro energetický trh přitom není rozhodující ani tak samotný model, jako spíše regionální rozlišeníCelostátní průměrná prognóza vypovídá jen málo o tom, zda nad určitou větrnou farmou ve Šlesvicku-Holštýnsku za dvě hodiny nastane bezvětří. Čím jemnější je prostorové a časové rozlišení, tím lépe je tato informace obchodovatelná – a tím dražší je její pořízení.
Agregátory jako intenzivní uživatelé meteorologických dat
Jak vážně to odvětví bere, se ukazuje u Agregátoři flexibility, které koordinují portfolia BESS v rámci provozu FTM. Pro ně není investice do co nejpřesnějších meteorologických dat s vysokým rozlišením položkou v nákladech na IT, ale spíše přímý tah na branku. Každé zvýšení přesnosti krátkodobé prognózy zlepšuje optimalizaci jízdních řádů v rámci celého koordinovaného portfolia a jeho účinek se znásobuje s počtem řízených zařízení.
Agregáty, které spravují velké mezinárodní portfolio úložišť, jako jsou například partneři společnosti CUBE CONCEPTS Druhá nadace nebo inspirovaný, patří tak k účastníkům trhu s vůbec nejvyšším ekonomickým zájmem na kvalitě prognóz. Úzce proto spolupracují s meteorologickými výzkumnými ústavy, komerčními meteorologickými službami a climate-tech společnostmi a jejich práci aktivně podporují.
Extrémní počasí jako stresový test pro energetický trh
Jak silně dokážou jednotlivé povětrnostní situace vyvést trh z rovnováhy, jsme již podrobně popsali ve vlastních příspěvcích:
- Tmavé období – když se současně vyskytne bezvětří a nedostatek slunečního svitu a požene to zbytkové zatížení nahoru
- Pekelný příval a Hellbrise o prvním květnovém víkendu 2026 – když se současně objeví přebytky z větrných a fotovoltaických elektráren a stlačí ceny do záporných hodnot
- Vlna veder – když se setkají potřeba chlazení, ztráty účinnosti fotovoltaiky a omezení elektráren
Všem scénářům je společné jedno: jsou způsobené počasím, regionálně odlišně projevované – a ekonomicky zvládnutelné jsou pouze tehdy, pokud jsou předpovězeny včas a regionálně správně.
Proč jsou chybné předpovědi počasí drahé
Náklady na chybu v prognóze vznikají v jádru z rozdílu mezi cenou, za kterou byla pozice zajištěna, a cenou, za kterou musí proběhnout skutečné vyrovnání na vnitrodenním trhu nebo prostřednictvím vyrovnávací energie. Při silně kolísajících vnitrodenních cenách – v průměru nyní se spreadem 11,7 ct/kWh – může již krátkodobý odhad oblačnosti nebo rychlosti větru vedoucí k omylu znamenat výrazný ekonomický rozdíl. Na systémové úrovni se to sčítá v úvodu zmíněnými miliardovými částkami v řízení přetížení soustavy.
Výhled: Předpovědi počasí a energetického trhu splývají
S rostoucím podílem obnovitelných zdrojů energie se toto propojení dat o počasí a trhu ještě více prohloubí. Modely počasí podporované umělou inteligencí s kratší dobou výpočtu a jemnějším rozlišením, kombinované s přímým napojením na systémy optimalizace cen a jízdních řádů, se budou stále více stávat standardem. To platí nejen pro specializované agregátory, ale pro každého účastníka trhu, který usiluje o výnosy mimo místa spotřeby (FTM), jako je Hromadění příjmů ekonomicky smysluplně zpřístupnit.
Často kladené dotazy
Proč jsou předpovědi počasí pro trh s elektřinou důležitější?
Protože obnovitelné zdroje energie již tvoří velkou část výroby elektřiny a jejich dodávky přímo závisí na počasí. Čím přesnější je předpověď počasí, tím lépe lze plánovat řízení sítě, obchodování a harmonogramy ukládání energie.
Jak se chyba v prognóze projevuje na ceně elektřiny?
Pokud se skutečná výroba elektřiny z větru nebo fotovoltaiky liší od prognózy, musí být tento rozdíl krátkodobě vyrovnán na vnitrodenním trhu nebo prostřednictvím odchylkové energie – často za výrazně horší ceny, než jaké byly původně kalkulovány.
Jakou roli hraje regionální rozlišení meteorologických dat?
Jedna, která je velmi důležitá: Národní průměrné hodnoty vypovídají jen málo o skutečné výrobě v konkrétní lokalitě. Pro provozovatele soustav, obchodníky a provozovatele BESS je klíčová co nejlokálnější a krátkodobá prognóza.
Co má redispatch společného s předpovědí počasí?
Podstatná část opatření typu redispatch vzniká proto, že dodávky z větrných nebo fotovoltaických elektráren se liší od předpovědí a síť je lokálně přetížená. Lepší prognózy pomáhají taková úzká hrdla rozpoznat dříve a cíleněji je řídit.
Proč investují BESS agregátoři tolik do údajů o počasí?
Protože optimalizace jízdního řádu akumulátoru v režimu FTM závisí přímo na cenové předpovědi – a ta zase na předpovědi počasí. U velkých nadnárodních portfolií se každé zlepšení kvality předpovědi násobí napříč všemi řízenými zařízeními.
Závěr
Přesné, regionální předpovědi počasí už dávno nejsou pouhým meteorologickým detailům, ale centrálním ekonomickým faktorem na energetickém trhu. Pro provozovatele soustav rozhodují o nákladech na redispatch v miliardové výši, pro obchodníky o ziscích a ztrátách v nestálém intradenním obchodu, pro provozovatele bateriových úložišť (BESS) o ekonomické výhodnosti každého jednotlivého jízdního řádu. Kdo tuto souvislost chápe a integruje ji do své provozní strategie, získá jasnou výhodu na trhu, který je stále více řízen počasím.