Jak se vlastně chovají obchodní FVE při negativních cenách elektřinyTato problematika je mimořádně mnohostranná a stále naléhavější. S rostoucím počtem hodin s negativními burzovními cenami (389 v prvním pololetí roku 2025 oproti 457 za celý rok 2024) totiž roste i ekonomický tlak na zařízení, jejichž elektřina není plně spotřebována, a proto je o to důležitější fotovoltaické zařízení zaměřit se na vlastní spotřebu. Čím vyšší je podíl vlastní spotřeby, tím stabilnější a nezávislejší je provoz – a to i při silně kolísavých nebo negativních cenách elektřiny.
Proč se stále častěji setkáváme s negativními cenami elektřiny
Nežádoucí ceny elektřiny vznikají především tehdy, když je do sítě dodáváno velké množství obnovitelné elektřiny – zejména z větrných a fotovoltaických elektráren – ale poptávka je zároveň nízká. Typické situace jsou slunečné víkendy nebo svátky, kdy průmyslová spotřeba elektřiny silně klesá. Podrobnou analýzu příčin, tržních mechanismů a legislativních vývoje najdete v našem příspěvku Záporné ceny elektřiny jako výzva a příležitost.
Co to znamená pro provozovatele fotovoltaických elektráren?
Záporné ceny elektřiny přinášejí provozovatelům fotovoltaických elektráren nové výzvy. To platí zejména v případě, kdy vyrobená elektřina nevyužito v plném rozsahu, ale dodáno do sítě což do jisté míry závisí na technickém vybavení a způsobu marketingu zařízení:
- Neregulované FVE systémy vypnout při negativních cenách buď úplně – s nevýhodou, že společnost pak musí veškerou svou spotřebu elektřiny odebírat ze sítě –, nebo zůstat na síti a v nejhorším případě platit za svou dodávku do sítě. Provoz takových neregulovaných FV elektráren se proto stává stále méně ziskovým.
- Pro Zařízení financovaná z EEG Dle Solárního balíčku I platí od února 2025: Již od první hodiny s negativními cenami zaniká výkupní sazba. Zařízení se v tomto případě vypne. Ztracené hodiny však odpovídajícím způsobem prodlužují dobu podpory EEG, což však zhoršuje ekonomickou výkonnost nebo původně vypočtenou návratnost investic.
- Regulovatelné systémy jsou ve výhodě: Mohou cíleně snížit pouze dodávku do sítě, zatímco vlastní spotřeba v podniku zůstává zachována. Tímto způsobem lze zařízení smysluplně využít i ve fázích záporných tržních cen.
- Společnost s Velké bateriové úložné systémy mají další možnost: přebytečnou energii můžete uložit do zásoby a později ji sami spotřebovat nebo ji za ekonomicky výhodných podmínek dodávat do sítě.
Ekonomické a regulatorní důsledky pro provozovatele solárních elektráren
Zvyšující se výskyt záporných cen elektřiny s sebou přináší nové ekonomické a regulační výzvy pro provozovatele komerčních fotovoltaických elektráren. Obecně se to týká větších elektráren podléhajících povinnosti přímého marketingu. Studie SAPB nyní dokazuje, že i přes extrémní záporné ceny až do výše -500 €/MWh je skutečně odstavena jen malá část elektráren s přímým marketingem. To je především způsobeno technickými a smluvními překážkami, zatěžuje to elektrickou síť a zvyšuje náklady na opatření v rámci redispečinku. Ani skutečnost, že od února 2025 elektrárny EEG již od první hodiny záporných cen nedostávají kompenzaci za dodávku elektřiny, téměř nepřinesla úlevu.
Provozovatelé neregulovatelných zařízení a pevných tarifů tak stojí před rozhodnutím buď zařízení zcela vypnout a odebírat drahý síťový proud, nebo v provozu pokračovat a za množství dodané do sítě doplácet. V obou případech to enormně zatěžuje ekonomiku provozu. Provozovatelé regulovatelných zařízení jsou na tom naopak podstatně lépe: Mohou cíleně snížit dodávky do sítě, zatímco vlastní spotřeba zůstává nadále možná.
Flexibilita rozhoduje o hospodárnosti
Pro provozovatele z toho vyplývá jasné rozlišení:
- Neregulované systémy bez moderní řídicí techniky mají pouze dvě možnosti: buď úplné vypnutí – což vyžaduje plné pokrytí spotřeby elektřiny nákupem ze sítě – nebo pokračování provozu s rizikem platby za dodané množství elektřiny. V obou případech výrazně trpí rentabilita.
- Regulovatelné systémy s inteligentním řízením dokážou cíleně snížit pouze dodávky do sítě, přičemž vlastní spotřeba ve firmě zůstává zachována. To nejen zlepšuje ekonomickou výhodnost, ale také snižuje rizika plynoucí z volatilních tržních cen.
- Elektrárny s úložištěm nabízejí další prostor pro manévrování: přebytečná elektřina může být dočasně uložena a později využita nebo prodána. Kombinace vlastní spotřeby, regulace výkonu a úložiště je v současnosti nejvýhodnější a nejpříznivější z hlediska provozu pro síť.
Úloha přímých prodejců při omezování cen
Přímí prodejci reagují na negativní ceny elektřiny velmi rozdílně – v závislosti na smluvním uspořádání, technické infrastruktuře a ekonomickém prostoru:
- K úplnému odpojení dochází jen zřídka: ani při výrazně záporných cenách se elektrárny téměř nikdy zcela nevypínají. Analýzy trhu ukazují, že v průměru je v rámci přímého prodeje skutečně odpojeno pouze asi 10 % elektráren.
- Cílené omezení dodávky do sítě je běžnou praxí: namísto úplného odpojení se většinou pouze omezuje dodávka do sítě – a to postupně, např. na 50–60 % jmenovitého výkonu. Výroba i vlastní spotřeba pokračují. Předpokladem pro to je většinou inteligentní elektroměr s řídicí jednotkou.
- Přetrvávají právní a technické překážky: Mnoho stávajících zařízení nemá potřebnou řídicí techniku nebo je smluvně nepružně vázáno na přímý prodej. Kromě toho chybí jednotné standardy pro rychlé, tržně orientované řízení.
Stručně řečeno: Ekonomické dopady záporných cen elektřiny dopadají především na provozovatele neflexibilních zařízení. Kdo včas investuje do regulovatelnosti, řešení skladování a inteligentního řízení energie, může nejen předejít rizikům, ale také otevřít nové příjmové potenciály – například prostřednictvím dynamických marketingových strategií, flexibilních trhů nebo optimalizované vlastní spotřeby.
Strategie a možnosti provozu fotovoltaických elektráren při záporných cenách elektřiny
Vývoj směrem k častějším záporným cenám elektřiny ukazuje jasně: fotovoltaické elektrárny budou v budoucnu nejen vyrábět elektřinu, ale také služebný a Flexibilní provozováno. To provozovatelům otevírá několik strategických oblastí, v nichž mohou jednat, aby zůstali ekonomicky stabilní a splnili regulatorní požadavky.
Zajištění regulovatelnosti a dálkové ovladatelnosti
Pro všechny instalace s (částečným) dodávkou do sítě bude rozhodující regulovatelnost: pouze ti, kteří dokáží cíleně a automatizovaně reagovat na cenové signály, se vyhnou ztrátám a splní požadavky přímého prodeje. Moderní střídače a systémy řízení energie umožňují plynulé nebo dynamické omezení dodávky do sítě – při současném pokračování provozu pro vlastní spotřebu nebo nabíjení baterie.
Optimalizace spolupráce s přímým prodejcem
Úzká výměna informací s přímým prodejcem je nezbytná. Pouze pokud je tento informován o technických předpokladech a možnostech jednání zařízení, lze sladit flexibilní a tržně orientované řízení. Provozovatelé by měli revidovat své smlouvy a zpochybnit, jak silně a jak rychle přímý prodejce reaguje na záporné ceny – a jaké možnosti pro omezení nebo řízení úložiště již jsou integrovány.
Zkontrolovat integraci paměti
Velké bateriové úložiště umožňují ukládat přebytky a spotřebovat je nebo dodávat zpět do sítě v pozdějších časových intervalech s vyššími cenami. Zejména pro střední až velké komerční provozy s kolísající denní spotřebou představuje toto stále ekonomicky smysluplnější řešení – zejména pokud lze využít akční programy nebo daňové výhody.
Zvýšit zaměření na vlastní spotřebu
Důležitým pákovým prvkem zůstává přímá vlastní spotřeba: čím vyšší je podíl vyrobené elektřiny, která je bezprostředně spotřebována v rámci vlastního provozu, tím méně je zařízení ovlivněno negativními cenami elektřiny na burze. Přesun nákladu – např. prostřednictvím flexibilního řízení výrobních procesů nebo nabíjecí infrastruktury – může cíleně pomoci maximalizovat vlastní spotřebu.
Včasná adaptace na regulatorní vývoj
S ohledem na budoucí změny v dotacích za dodávky elektřiny, poplatcích za přenos elektřiny a požadavcích na flexibilitu (např. § 14a německého zákona o energetických sítích (EnWG), budoucí požadavky na snížení výkonu, reformy poplatků za přenos elektřiny) je vhodné včas investovat do transparentnosti a přizpůsobivosti. Zavedení dynamických poplatků za přenos elektřiny a časově proměnných tarifů za dodávky elektřiny bude v budoucnu také vyvíjet větší tlak na FVE systémy – nebo je cíleně odměňovat, pokud budou provozovány systémově.
Perspektivy a výhled fotovoltaických elektráren při záporných cenách elektřiny
Rostoucí počet hodin s negativními cenami elektřiny není krátkodobý jev – ale projev hluboké strukturální změny v německý trh s elektřinou. Fotovoltaické elektrárny jsou klíčovým stavebním kamenem energetické transformace, ale musí se stále více přizpůsobovat měnícím se tržním mechanismům a regulačním rámcům.
Od dodavatele k flexibilnímu účastníkovi trhu
Tradiční role fotovoltaických elektráren (FVE) jako pouhých dodavatelů elektřiny je nahrazována novým očekáváním: FVE by měly být v budoucnu provozovány flexibilně a přispívat k síti. To znamená, že při záporných cenách elektřiny by měly automaticky zastavit její dodávání do sítě. V těchto fázích by navíc provozovatelé či společnosti měli být ideálně schopni odebírat dodatečnou elektřinu ze sítě.
Dynamické trhy s energií a nové obchodní modely
V rámci reformy trhu s elektřinou nabývají na významu dynamické cenové signály, flexibilní tarify a možnost krátkodobého řízení. Díky fotovoltaickým zařízením v kombinaci s akumulátory a inteligentním řízením spotřeby energie vznikají nové obchodní modely, jako jsou například časově variabilní smlouvy o nákupu elektřiny (PPA) přímo na místě nebo akumulační systémy typu Contracting s integrací do trhu. Provozovatelé tak začínají mít stále větší zájem o spotové trhy, trhy s flexibilitou a kapacitou či produkty podporující síť.
Rizika nečinnosti – příležitosti pro průkopníky
Provozovatelé, kteří své systémy včas nepřizpůsobí nové tržní logice, riskují ekonomické ztráty. Ty vznikají ušlými příjmy, povinným omezováním výkonu nebo novými poplatky za chování zatěžující síť. Zároveň se otevírá nové pole příležitostí pro ty, kteří včas investují do flexibility. Přesnější reakce na cenové signály, kombinovaná řešení úložišť, mezisektorové využití (např. FVE a elektromobilita) a pozice systémově prospěšného aktéra v oblasti elektřiny jsou lukrativními oblastmi.
Dlouhodobá perspektiva: Lokální elektrické trhy a mezisektorová integrace
S rostoucí digitalizací a decentralizací se stává atraktivnější i regionální marketing solární energie. Možné je to díky místním energetickým komunitám, obousměrným sítím nebo přímým dodavatelským vztahům (Onsite-PPA). Dlouhodobě bude role fotovoltaických elektráren přesahovat rámec trhu s elektřinou: stanou se integrální součástí propojených energetických systémů, které inteligentně spojují elektřinu, teplo, mobilitu a skladování energie.
Závěr
Počet hodin s negativní cenou elektřiny roste. Pro provozovatele komerčních fotovoltaických elektráren to představuje značné ekonomické a technické výzvy, zejména pokud vyrobená elektřina není zcela spotřebována vlastníky.
Od února 2025 se při záporných cenách zruší nárok na podporu z EEG od první hodiny. Regulace dodávky bude povinná, přičemž doba poskytování podpory se odpovídajícím způsobem prodlouží. Zařízení s neregulovatelným výkonem se tak dostávají pod rostoucí ekonomický tlak.
Řešením je důsledná orientace na vlastní spotřebu, doplněná o řešení se skladováním energie a dálkově ovládanou regulační techniku. Operátoři tak mohou cíleně reagovat na signály tržních cen, upřednostňovat vlastní spotřebu a vyhýbat se ztrátám.
Kdo dnes investuje do flexibility své FVE, zajišťuje si ekonomickou efektivitu i na stále volatilnějším trhu s elektřinou.