Elektroenergetika v ČR v roce 2024

Výroba elektřiny

Celková výroba elektřiny v ČR zaznamenala druhý rok po sobě meziroční pokles, tentokrát o zhruba 4 %. České zdroje vyrobily v roce 2024 celkem 68,7 TWh. Tento pokles byl způsoben zejména nižší výrobou v uhelných elektrárnách, kdy hnědouhelné elektrárny vyrobily zhruba o 8 % méně elektřiny a černouhelné dokonce o 64 % méně elektřiny než v roce 2023. Snížila se také výroba v jaderných elektrárnách, které v meziročním srovnání do sítě dodaly o 2 % méně elektrické energie. Významně naopak vzrostla výroba solárních elektráren, ty díky nárůstu instalovaného výkonu vyrobily podle dat ENTSO-E o 40,5 % více elektřiny než v roce 2023.

Výroba elektřiny poklesla výrazně i v porovnání s krizovými lety, v porovnání s předpandemickým rokem 2019 poklesla vloni o téměř 15 %. Pokles výroby byl způsoben z velké části pokračujícím snižováním tuzemské spotřeby elektřiny a snížením exportu elektřiny do zahraničí, který poklesl druhý rok v řadě zhruba o třetinu.

Jaderné a hnědouhelné zdroje jsou již tradičně největším zdrojem elektřiny v ČR, když se na celkové výrobě elektřiny podílely 40,8 %, respektive 33,5 %. Na třetí místo se vyhouply solární elektrárny, které svou výrobu navýšily druhý rok po sobě. S podílem 5,7 % na celkové výrobě elektřiny a meziročním nárůstem objemu výroby o více než třetinu tak předčily plynové zdroje, které se na celkové výrobě podílely 5,1 %. Další příčky s podílem mezi 3–4 % na celkové výrobě zaujaly vodní elektrárny, ostatní OZE a biomasa.

Výroba elektřiny v ČR je tradičně nejvyšší v zimních měsících a nejnižší v létě. Kopíruje tak sezónní výkyvy ve spotřebě elektřiny. Rok 2024 dosáhl nejnižší výroby téměř ve všech měsících za poslední roky. Za posledních šest let byla pouze v roce 2023 výroba v květnu, červnu, červenci, září, listopadu a prosinci srovnatelná s rokem 2024.

Výroba elektřiny v budoucnu

ČR bude v budoucnu nadále spoléhat na jaderné elektrárny, jejichž instalovaný výkon by měl v následujících deseti letech vzrůst o zhruba 7 %, zatímco uhelné elektrárny budou od roku 2030 postupně odstavovány. Ačkoliv ČR prozatím nemá stanovený termín odklonu od uhlí, mnozí provozovatelé uhelných zdrojů plánují jejich odstavení z ekonomických důvodů. Po roce 2030 se tak předpokládá, že uhlí bude spalováno především v menších teplárnách či závodních energetikách. Plánem současné vlády je prosadit odklon od uhlí do roku 2033.

Očekává se naopak rostoucí výroba obnovitelných zdrojů energie, a to vlivem nárůstu jejich instalovaného výkonu. Výroba fotovoltaických elektráren by se měla dle studie vypracované pro společnost ČEPS do roku 2030 zhruba ztrojnásobit a v případě větrných elektráren by měla být přibližně pětkrát vyšší. Výroba plynových zdrojů by se měla zhruba zdvojnásobit.

V následujících letech má podle předpokladů narůstat závislost ČR na dovozu elektřiny ze zahraničí. Ta má okolo roku 2035 dosáhnout svého vrcholu, kdy ČR bude importovat zhruba 20 % své spotřeby elektřiny. Díky dostavbě nových jaderných zdrojů má ale potřeba dovozu elektřiny následně klesat.

Spotřeba elektřiny

Celková spotřeba elektřiny v ČR v roce 2024 stagnovala a nenavázala tak na klesající trend z předchozích let. Čistá spotřeba minulý rok dosáhla 57,9 TWh. Loňský rok přitom podle dat Úřadu začal plošným nárůstem spotřeby. Během ledna vzrostla spotřeba elektřiny meziročně o 5 %. Příčinou bylo chladné počasí v prvním měsíci tohoto roku.

V dalších měsících už spotřeba v porovnání s předešlým rokem postupně klesala, a to i při meziročním srovnání. Příčinou bylo opět počasí, které bylo ve srovnání s teplotním průměrem teplejší. Chladnější počasí pak mírně zvyšovalo spotřebu elektřiny až v posledních měsících roku 2024.

Omezování spotřeby energií v Česku pokračuje už dva roky. Kromě počasí k tomu výrazně přispělo také zdražování energií. Úspory přitom byly patrné u všech kategorií odběratelů.

Na datech měsíční spotřeby lze jasně vidět sezónní výkyvy – vyšší spotřebu v zimních měsících a nižší v létě. Od roku 2020 je patrný dlouhodobý pokles, ovlivněný zlepšenou energetickou účinností a úspornými opatřeními, zvláště během vrcholu energetické krize v roce 2022. Spotřeba v roce 2024 zůstala pod úrovní před pandemií (2019), což odráží přetrvávající trendy úspor a změn v průmyslové i domácí spotřebě. Celkově tak lze pozorovat stabilizaci po předchozích výraznějších poklesech, avšak na nižší úrovni než v minulosti.

K největšímu poklesu spotřeby v roce 2024 došlo u maloodběratelů, mezi které se řadí malé a střední firmy a domácnosti. Meziroční pokles spotřeby se u této kategorie odběratelů pohybuje kolem hranice 9 %. Na trend úspor naskočili v roce 2024 i velkoodběratelé z vysokého napětí, tedy průmyslové podniky, komerční a logistické areály nebo datová centra. Ty tvoří více jak třetinu celkové spotřeby a dle dat ERÚ klesla jejich spotřeba o více jak 5 %.

Vývoj spotřeby v následujících letech

Očekává se, že spotřeba elektřiny v České republice bude v následujících letech stagnovat nebo mírně růst, zejména díky elektrifikaci dopravy a zvýšené poptávce v průmyslových odvětvích, jako je výroba baterií a digitální technologie. Podle predikce společnosti ČEPS by mohla spotřeba elektřiny do roku 2040 vzrůst o 30–76 % ve srovnání s úrovní roku 2022, přičemž konkrétní hodnota závisí na zvoleném scénáři rozvoje. Progresivní scénář například odhaduje nárůst spotřeby včetně ztrát v síti na přibližně 90 TWh v roce 2035 a až 98 TWh v roce 2040.

Vývoj posledních let nicméně ukazuje, že budoucnost je nejistá a na vývoj spotřeby bude mít vliv více faktorů jako je ekonomické oživení, rostoucí elektrifikace dopravy a vytápění nebo transformace průmyslové výroby. Evropská komise zároveň stanovila ambiciózní cíle pro rok 2030 v oblasti dekarbonizace, rozvoje obnovitelných zdrojů a zvyšování energetické účinnosti, ke kterým se zavázala i Česká republika. Dle predikcí bude významným faktorem do roku 2030 nárůst poptávky díky většímu počtu tepelných čerpadel a elektromobilů, což se projeví v postupném růstu spotřeby energie napříč sektory.

Obchodní a fyzické přeshraniční toky

Rok 2024 se nesl ve znamení klesajícího exportu elektřiny z České republiky do sousedních států. Čistá obchodní bilance ČR tvořila 6,43 TWh elektrické energie, což ve srovnání s rokem 2023 představuje 30% pokles. Celkový export elektřiny činil 7,68 TWh a celkový import 1,26 TWh.

V posledních 10 letech ČR zaznamenala nejvyšší exportní bilanci v roce 2014 a to 16,3 TWh, mezi lety 2015 až 2022 se pak vždy pohybovala mezi 10 až 14 TWh. Nižší využívání uhelných zdrojů se tak nyní začíná viditelně projevovat a naplňuje se tak scénář provozovatele přenosové soustavy, že se ČR v průběhu několika nadcházejících let stane čistým importérem elektrické energie.

V hodinovém srovnání loni ČR celkem 6 732 hodin exportovala elektrickou energii a 2 052 hodin ji importovala (poměr export vs. import činil zhruba 77:23). V roce 2023 byl export zaznamenán v 7 285 hodinách a import v 1 475 hodinách (a poměr export vs. import tehdy činil zhruba 83:17).

Pro představu objemu energie lze uvést, že v roce 2024 v hodinách, kdy docházelo k exportu elektřiny, ČR exportovala průměrně 1 141 MWh/h, v importních hodinách to pak bylo průměrně 612 MWh/h.

Obchodní výměny se sousedními zeměmi

Rakousko (AT) – celková bilance s naším jižním sousedem za rok 2024 tvořila čistý export ve výši 4,43 TWh a představuje největší čistou výměnu ze všech sousedů. Ve srovnání s předcházejícím rokem byl ale export do Rakouska výrazně nižší (v roce 2023 čistá exportní pozice s Rakouskem dosáhla hodnoty 5,95 TWh).

Německo (DE) – bilance s naším západním sousedem prošla ve srovnání s rokem 2023 nejvýraznější proměnou. Zatímco o rok dříve celková bilance skončila čistým exportem elektřiny do Německa ve výši 0,11 TWh, v roce 2024 ČR z Německa naopak importovala celkem 2,80 TWh elektrické energie.

Polsko (PL) – obchodní výměny se severním sousedem dosáhly v roce 2024 0,7 TWh, což je o 9 % více než v roce 2023. Ze všech sousedů, kam se elektřina z českých elektráren vyvážela, je ale export do Polska nejnižší.

Slovensko (SK) – celková bilance s východním sousedem za rok 2024 dosáhla exportní pozice 4,11 TWh, a řadí se tak z pohledu objemu za Rakousko. Oproti roku 2023 exportní pozice mezi ČR a Slovenskem vzrostla o 65 % z 2,48 TWh na 4,11 TWh.

Fyzické výměny

Vzhledem k tomu, že fyzické toky energie neodpovídají těm obchodním, a také vzhledem k tomu, že Česká republika leží ve středu Evropy, uvádíme níže i objem fyzicky vyměněné elektrické energie. V rámci těchto výměn jsou započítány i tzv. kruhové nebo tranzitní toky energie, tedy ty, které v rámci hodiny ČR importuje, ale zároveň je exportuje přes jinou hranici.

Výrazný rozdíl mezi obchodní a fyzickou výměnou způsobují zejména značné tranzitní toky ve směru ze severozápadu (z Německa a Polska) na jihovýchod (do Rakouska a na Slovensko). V roce 2024 zaznamenala největší rozdíl mezi obchodní a fyzickou výměnou česko-polská hranice, na které měla ČR obchodně vyvézt čistých 0,7 TWh, ale fyzicky dovezla čistých 4,75 TWh. Druhou hranicí s největším rozdílem je pak ta česko-slovenská, kde bylo obchodně vyvezeno čistě 4,11 TWh, ale fyzické výměny dosáhly čistých 9,22 TWh elektrické energie. Porovnání je patrné z následující tabulky.

Výroba klasických elektráren

Klasické elektrárny, mezi které jsou pro účely tohoto reportu zařazeny jaderné elektrárny, uhelné elektrárny a elektrárny spalující zemní plyn, vyrábějí dlouhodobě více než 80 % elektřiny v České republice. Jinak tomu nebylo ani v loňském roce, kdy se tyto zdroje podílely na netto výrobě elektřiny z 80,3 %.

Jaderné elektrárny dodaly v roce 2024 do sítě 28 TWh elektrické energie, což představuje meziroční pokles o 2,3 %. I přes uvedený pokles se nicméně stále jednalo o největší zdroj elektřiny v ČR, jelikož výroba elektřiny z uhelných elektráren poklesla meziročně o více než 3 TWh (-12 %) na 23,7 TWh.

Právě u uhelných elektráren je v posledních letech pozorován nejvyšší pokles produkce. Ještě během krizového roku 2022 dodaly tyto zdroje do sítě více než 33 TWh elektrické energie, v roce 2023 to bylo necelých 27 TWh a loni výše uvedených 23,7 TWh. Hlavním důvodem pro uvedený pokles je ekonomika, kdy kombinace vysokých cen emisních povolenek, klesajících cen zemního plynu a rostoucí výroby elektřiny ze solárních a větrných elektráren způsobuje, že se uhelné elektrárny stále méně uplatňují na velkoobchodním trhu s elektřinou.

Pokles výroby elektřiny z uhelných elektráren je patrný také u významných uhelných zdrojů. Meziročně došlo k poklesu čisté výroby u elektráren Tušimice, Chvaletice, Dětmarovice i Počerady. Výjimkou je elektrárna Prunéřov 2, která meziročně vyrobila o 0,29 TWh více. V součtu ovšem u těchto vybraných elektráren došlo k poklesu o 7 %.

Výroba elektřiny z elektráren spalujících zemní plyn se meziročně prakticky nezměnila a dosáhla 3,5 TWh. To je o zhruba 2 TWh méně než v krizovém roce 2022.

Zdroje na zimní měsíce

Uhelné a plynové elektrárny hrají důležitou roli nejen z pohledu celkové roční bilance elektřiny, ale také při pokrývání sezónních a denních výkyvů ve spotřebě elektřiny. Zatímco výroba elektřiny z jaderných elektráren je v průběhu roku přibližně konstantní, u elektráren spalujících zemní plyn a zejména potom u elektráren spalujících hnědé a černé uhlí je vidět výrazný nárůst výroby v zimních měsících. To je na jedné straně způsobeno ekonomikou provozu, tedy výskyty vyšších cen elektřiny v zimních měsících, a na straně druhé skutečností, že velká část uhelných zdrojů dodává také teplo do soustav centrálního zásobování teplem, a je proto více využívána v zimních měsících.

Jak je patrné z následujícího grafu, výroba elektřiny z hnědouhelných elektráren dosahovala loni v zimních měsících zhruba 2,5 TWh/měsíc, zatímco v letních měsících klesala až k 1,4 TWh/měsíc. Ještě výraznější sezónnost výroby byla v loňském roce vidět u elektráren spalujících zemní plyn, u kterých výroba elektřiny v zimních měsících byla více než dvojnásobkem hodnot dosahovaných v letních měsících.

Konec uhlí na obzoru

Jak je patrné z výše uvedeného vývoje výroby elektřiny z uhelných elektráren, vývoj situace na velkoobchodních trzích s elektřinou je pro tyto zdroje velmi negativní. Změna k lepšímu přitom není na obzoru. Aktuální ceny dlouhodobých kontraktů na elektřinu a emisní povolenky indikují, že by potenciálně dosahovaná hrubá marže hnědouhelných elektráren měla v následujících letech dále klesat. A s ní i jejich využití.

Negativní výhled podporuje i nedávno zveřejněný dokument „Hodnocení zdrojové přiměřenosti ES ČR do roku 2040“ (MAF CZ 2023), který zobrazuje možné trajektorie vývoje českého elektroenergetického sektoru z pohledu provozovatele přenosové soustavy, společnosti ČEPS. Analýza obsahuje dva scénáře – Respondentní a Progresivní. Podle Respondentního scénáře, který staví na datech získaných od provozovatelů uhelných zdrojů, bude většina uhelných elektráren odstavena počátkem 30. let. V Progresivním scénáři předpokládajícím rychlejší míru dekarbonizace energetiky je uvažován ještě rychlejší odklon od uhlí.

S klesajícím netto instalovaným výkonem bude podle výhledu prezentovaného v MAF CZ 2023 prudce klesat také výroba elektřiny z uhelných elektráren. Zatímco v roce 2025 by mohla činit ještě přibližně 18,5 TWh, v roce 2030 je očekáván pokles na úroveň 1,6 až 2,4 TWh. Ve srovnání s výrobou těchto zdrojů v roce 2024 by se tak jednalo o zhruba 90% pokles.

Náhrada v jádře a plynu

Odstavovaný výkon a s ním spojená klesající výroba uhelných elektráren mají být postupně nahrazovány kombinací jaderných, obnovitelných a plynových zdrojů. O očekávaném vývoji v oblasti obnovitelných zdrojů pojednávají tomu věnované kapitoly. Tato kapitola se proto zaměří pouze na jaderné a plynové zdroje.

V České republice jsou aktuálně v provozu dvě jaderné elektrárny s celkem šesti bloky o celkovém netto instalovaném výkonu 4,1 GW. Podle výhledu českého provozovatele přenosové soustavy prezentovaného v dokumentu MAF CZ 2023 je v obou scénářích možného vývoje (Respondentní a Progresivní) počítáno se zprovozněním jednoho malého modulárního reaktoru o netto instalovaném výkonu 285 MWe kolem roku 2035. Významný rozvoj je očekáván v lokalitě Dukovany, kde by měly vyrůst dva nové velké bloky, každý o netto výkonu téměř 1 GW. Zprovoznění těchto bloků je plánováno v letech 2036 až 2038.

Zatímco u jaderných zdrojů jsou výhledy pro Respondentní a Progresivní scénář v dokumentu MAF CZ 2023 prakticky totožné, u plynových zdrojů se výstupy mírně liší. Respondentní scénář počítá s nárůstem netto instalovaného výkonu mezi lety 2025 a 2040 z 2,1 GW na 3,4 GW. Progresivní scénář počítá s rychlejším růstem instalovaného výkonu těchto zdrojů, a to na 3,8 GW v roce 2040. Růst výkonu plynových zdrojů má být tažen zejména transformací uhelných zdrojů, jež dodávají teplo do soustav zásobování teplem, na zdroje spalující zemní plyn. A to i díky notifikaci schématu provozní podpory na elektřinu z vysokoúčinné kombinované výroby elektřiny a tepla, kterou ČR letos získala od Evropské komise.

Výroba elektřiny ve zdrojích spalujících zemní plyn má tedy v následujících letech růst, přičemž vyšší tempo růstu je očekáváno v Progresivním scénáři. Ze zhruba 3 TWh v roce 2025 by měla výroba elektřiny z plynových zdrojů v tomto scénáři vzrůst až na téměř 10 TWh v roce 2035. Po roce 2035 je očekáván mírný pokles výroby.

Uvedený růst netto instalovaného výkonu a výroby elektřiny z plynových zdrojů přitom nemusí být konečný. Oba prezentované scénáře totiž indikují potíže se zdrojovou přiměřeností v druhé polovině sledovaného intervalu a tedy i potřebu takzvaného dozdrojování. Ačkoliv ČEPS ve zveřejněném dokumentu uvádí, že nespecifikuje konkrétní zdroje pro potřebu dozdrojování, lze očekávat, že by se jednalo ve velké míře o zdroje spalující zemní plyn. Identifikovaná potřeba dozdrojování je v rozmezí 1,6 až 1,9 GW, přičemž provedená citlivostní analýza na klimaticky “nepříznivý” rok vede až k potřebě doplnění řiditelného výkonu v objemu 3,5 až 4,1 GW. S ohledem na nízké využití těchto zdrojů bude nicméně jejich výstavba pravděpodobně záviset na získání takzvaných kapacitních plateb, které však prozatím ČR nemá možnost v kapacitních aukcích nabízet, jelikož nemá u Evropské komise notifikovaný kapacitní mechanismus.

Obnovitelné zdroje energie: Budoucí hlavní zdroj české energetiky?

Obnovitelné zdroje energie (OZE) hrály v českém prostředí spíše vedlejší roli, ať už v rámci celkové spotřeby energie, nebo ve výrobě elektřiny. Česká energetika dlouhodobě spoléhá především na jaderné zdroje a fosilní paliva, zejména pak hnědé uhlí. ČR dlouhodobě zaostává v rozvoji OZE za svými evropskými sousedy, což dokládají i statistiky EU.

Vláda ČR na konci roku 2024 schválila národní klimaticko-energetický plán. Ten zvyšuje cíl podílu OZE na konečné spotřebě energie z 18 % v roce 2024 na cílových 30 % v roce 2030. Vláda tak bude muset dále podpořit rozvoj OZE společně se zvyšováním energetických úspor, aby splnila svůj cíl. Pro připomenutí, celounijní cíl v roce 2030 je 42,5 %.

Důvody pomalého rozvoje

Existuje hned několik důvodů, proč v ČR nedochází k většímu rozvoji OZE. Jedním z nich jsou legislativní překážky v rámci výstavby OZE, kdy získat veškerá povolení pro výstavbu zdroje s větším instalovaným výkonem v řádu jednotek MW, který bude mít větší dopad na svoje okolí, zabere několik let. Zdlouhavý povolovací proces, který má ke všemu nejistý výsledek, tak prodražuje náklady na development a odrazuje možné komerční investory.

Dalším důvodem jsou klimatické podmínky pro provoz OZE v ČR. Stále zde sice existuje nenaplněný potenciál, ale zároveň na většině míst nejsou podmínky natolik přitažlivé, aby vzbuzovaly větší zájem investorů.

U fotovoltaických elektráren (FVE) je klíčová doba osvitu konkrétního místa, která se bude značně lišit v závislosti na umístění. Nicméně průměrný roční koeficient využití FVE je u nás 12,6 %. U větrných elektráren (VTE) je klíčová rychlost a stabilita větru, které mají hlavní vliv na průměrný koeficient využití. Ten dosahuje u českých větrných elektráren v průměru 23 %.

Pro rozvoj vodních elektráren už nezůstává tolik dostupného potenciálu, alespoň pro výstavbu větších vodních děl na dolních tocích řek, které poskytují vysoké a stabilní průtoky, navíc takováto výstavba by mohla narazit na limity stanovené ochranou životního prostředí a potenciálně také odpor ekologických organizací. Určitý potenciál tak poskytují menší a střední toky, popřípadě nové přečerpávací elektrárny, které jsou ve většině případů plánovány již v místech, kde existují jiná vodní díla.

Biomasa je zdroj, jehož použití pomalým tempem narůstá a do budoucna lze očekávat jeho větší rozvoj, kdy spolu s odpady bude sloužit jako částečná náhrada uhelných zdrojů, především pak v teplárenství. Geotermální energie se u nás vyskytuje pouze v malém měřítku.

Zároveň u nás dochází k větším rozdílům v produkci se střídáním ročních období. Nejlepším měsícem pro výrobu FVE je tradičně červenec. Naopak pro VTE se jedná o spíše podzimní až zimní měsíce, kdy největší výroba byla letos v lednu.

U vodních elektráren lze vidět stabilní výrobu v průběhu roku, nicméně mezi silnější měsíce patří zimní a podzimní, kdy nejvyšší výroba byla letos v měsíci lednu. V roce 2024 byla výroba ovlivněna silnými povodněmi, což lze také pozorovat na zvýšené produkci v průběhu září a října.

Dalším z důvodů, které lze uvést, je chybějící politická podpora minulých vlád. Hlavně solární energetika měla v ČR dlouhou dobu špatnou pověst, a to především kvůli nezvládnutému solárnímu boomu z období let 2009 a 2010. I nyní, tedy téměř o 15 let později, se jedná stále o velice politicky citlivé téma, jelikož je tento nezvládnutý boom solárních elektráren vnímán převážně negativně. Důsledky boomu z roku 2010, respektive způsobu nastavení podpory, pociťují daňoví poplatníci dodnes. Nikdo z vrcholových politiků se tak mezi roky 2013 až 2021 otevřeně k podpoře OZE příliš nehlásil.

Zrychlení posledních let

V posledních letech lze vidět nárůst instalovaného výkonu OZE, a to díky FVE. Nový boom výstavby FVE odstartovala energetická krize z roku 2022. Během této krize rekordně vzrostly ceny plynu a elektřiny a na celém trhu panovala nejistota ohledně zabezpečení jejich dodávek.

Spotřebitelé se tak více začali zabývat energetikou, která byla v té době hlavním tématem. Růst cen vedl ke snižování spotřeby a hledání způsobů, jak si zajistit bezpečné a cenově dostupné dodávky. Růst cen zároveň vedl ke zlepšení návratnosti projektů výstavby OZE, což zvýšilo zájem investorů.

S růstem instalovaného výkonu tak roste i množství vyrobené elektřiny a její podíl na celkové výrobě v ČR.

Rok 2024, rok obnovitelné legislativy

Rok 2024 byl legislativně OZE nakloněn a přináší hned několik legislativních aktů, které buďto vstoupily v platnost, nebo byly teprve představeny. Novela LEX OZE 3 patří mezi ty nejvýznamnější, přičemž LEX OZE 2 začal platit teprve na začátku roku 2024. Zákon o urychlení využívání obnovitelných zdrojů energie, návrh metodiky výběru oblastí pro zrychlené zavádění obnovitelných zdrojů energie, novela liniového zákona platná od začátku roku 2024, to je výčet jen některých legislativních aktů, které mají pomoci s rozvojem OZE.

Legislativa v ČR tak přináší významné novinky pro akceleraci výstavby OZE. Ministerstvo životního prostředí (MŽP) vydalo metodiku pro tzv. akcelerační zóny, které umožní rychlejší povolování projektů. Tyto zóny mají za cíl zkrátit proces přípravy a schvalování projektů obnovitelných zdrojů na maximálně 12 měsíců. V rámci zákona o urychlení využívání obnovitelných zdrojů energie, který byl představen v červenci 2024, se navrhuje posunutí hranic instalovaného výkonu, u kterého není nutné stavební povolení, z 50 kW na 100 kW. Pro projekty povolované ve zjednodušeném stavebním řízení se limit zvyšuje na 250 kW.

Lex OZE 3 stojí především na třech prvcích, a to agregaci, akumulaci a flexibilitě, tedy prvcích, které mají pomoci elektrizační soustavě. Nově umožňuje ukládání elektrické energie do bateriových systémů, které nejsou přímo připojeny ke zdroji výroby. Díky agregaci tak půjde spojit více energetických zdrojů do jednoho bloku, který pak bude moci poskytovat služby pro lepší flexibilitu sítě. Samotná flexibilita pak umožňuje upravovat výrobu a spotřebu podle potřeb sítě, jedná se však o zdroje nad 1 MW instalovaného výkonu.

Velký impuls pro OZE, a především pro FVE, pak přinesla možnost sdílení elektřiny pomocí Elektroenergetického datového centra (EDC). To hraje klíčovou roli v implementaci komunitní energetiky v ČR a do budoucna se očekává jeho větší využití. Od srpna 2024 zajišťuje registraci zájemců o sdílení elektřiny, zatím ve fázi dočasného řešení, což umožňuje spotřebitelům efektivněji využívat obnovitelné zdroje energie. Sdílení elektřiny může probíhat nejen mezi sousedy nebo v rámci rodin, ale také v širších komunitách, například mezi obcemi nebo firmami. Komunitní energetika otevírá nové příležitosti zejména pro města a firmy, které mohou optimalizovat využití energie ve svých budovách.

Výhled rozvoje OZE

Změna legislativy, dotační pobídky a postupující dekarbonizace dále nahrávají rozvoji OZE. S rozvojem akumulačních systémů lze očekávat větší výstavbu fotovoltaických parků, která postupem času překoná přírůstky střešních fotovoltaik. Díky zavedení akceleračních zón a plánu MPO na vypsání aukce pro podporu 1000 MW nového instalovaného výkonu ve větrných elektrárnách, lze očekávat i větší rozvoj v této oblasti. Potenciál rozvoje nabízí i vodní elektrárny, obzvláště pak ty přečerpávací, které lze využít i pro stabilizaci sítě. Dle MAF 2023 by tak měl souhrnný instalovaný výkon FVE a VTE v roce 2030 překonat 10 GW.

Problematickým pro rozvoj OZE může být růst záporných cen elektřiny na trhu, což zhoršuje návratnost investičních projektů. I z tohoto důvodu bylo klíčové zavedení pojmu akumulace do české legislativy.

Výzvu, která může zpomalit rozvoj OZE, představuje distribuční soustava, respektive možnost vyvedení výkonu nových zdrojů. Větší zdroje je zapotřebí vyvést do vyšších napěťových hladin, které mají omezenou kapacitu, stejně jako distribuční soustava. Dle informací od distributorů je v současnosti kapacita pro připojování nových zdrojů na většině území vyčerpaná. Musí tak dojít k modernizaci elektrizační soustavy nebo ke zrušení žádostí o připojení výroben, jimž musí distributoři rezervovat kapacity, jak jim ukládá legislativa.

Solární elektrárny: Nejrychleji rostoucí zdroj

Solární elektrárny patří mezi zdroje, které zaznamenaly největší boom v posledních dvou letech. Jedná se tak o nejrychleji rostoucí zdroj elektřiny v ČR. Růst cen spojený s energetickou krizí přinesl zkrácení návratnosti projektů výstavby FVE. Toho využila celá řada společností na instalaci fotovoltaiky ve svém marketingu, což ještě více napomohlo růstu zájmu o střešní FVE.

V roce 2024 dále pokračoval nový solární boom. Instalovaný výkon solárních elektráren se podle údajů ČSRES zastavil na hodnotě 4430 MWp, když v roce 2024 přibylo celkem 967 MWp nových solárních elektráren. Výkon solárních elektráren v České republice tak zaznamenal přibližně 28% nárůst instalovaného výkonu. Novodobý solární boom se v roce 2024 postupně přesouval z rezidenčního do firemního sektoru.

Vzhledem k dlouhodobějšímu povolovacímu procesu pro větší FVE parky, který může zabrat jednotky let, lze očekávat větší přírůstky v kategorii nad 1 MW instalovaného výkonu v následujících letech. Tomu napovídá i přehled schválených projektů z Modernizačního fondu v posledních letech, kde lze najít dotace na velké množství FVE projektů v řádu několika desítek, ale i stovek milionů korun. V letošním roce je asi nejzajímavějším projektem FVE Prunéřov 1 společnosti ČEZ, který by měl dosahovat instalovaného výkonu přes 80 MW.

Zároveň bylo v roce 2024 zprovozněno několik větších solárních parků s instalovaným výkonem v řádu jednotek MW. Mezi největší patří FVE v lokalitě Dolní Litvínov s instalovaným výkonem necelých 10,2 MW. Následuje FVE Kaznějov s 9,5 MW a FVE Elektrárna Mělník 2 se 7,2 MW.

V roce 2024 instalovaný výkon FVE narostl podle dat ČSRES na 4430 MWp. To se odrazilo i na měsíční produkci, kdy každý rok překonává ten předcházející již 3 roky v řadě. Za rok 2024 dosáhla výroba solárních elektráren v ČR 3,9 TWh, jednalo se tak o třetí největší zdroj elektřiny. Solární elektrárny vyrobily o přibližně 1 TWh více než v roce 2023.

V celém roce 2024 bylo v České republice připojeno přibližně 45 000 solárních elektráren s celkovým výkonem 967 MWp, což je srovnatelné s výkonem za stejné období v roce 2023. Navzdory poklesu počtu instalací na rodinných domech se trh posouvá směrem k firemním instalacím, které kompenzují útlum v rezidenčním sektoru díky většímu instalovanému výkonu. Pozitivní zprávou pro distribuční síť je fakt, že okolo 84 % instalací na rodinných domech bylo instalováno s bateriovým úložištěm s průměrnou kapacitou okolo 12 kWh.

Konec roku 2024 přinesl rekordní zájem o dotace na střešní FVE na rodinných domech. Obavy z plánovaných změn podmínek od roku 2025, kdy se podpora na fotovoltaiku sníží, motivovaly domácnosti k podání žádostí ještě za stávajících výhodnějších podmínek. To vedlo k vyčerpání více než 2 mld. Kč během 4 dnů a ukončení příjmu žádostí v programu Nová zelená úsporám Standard. instalovaného výkonu i v první polovině roku 2025.

Z pohledu podílu kategorií FVE na výrobě elektřiny tak došlo ke změně prvenství. Kategorie do 10 kW zaznamenala největší nárůst instalovaného výkonu a tvořila tak 32% podíl na výrobě elektřiny z FVE. Na druhé místo se přesunuly elektrárny s instalovaným výkonem nad 1 MW do 5 MW včetně, které tvořily přibližně 29% podíl. Do budoucna však lze předpokládat, že se tento podíl bude dále zvyšovat, stejně jako podíl elektráren s instalovaným výkonem nad 5 MW.

S rozvojem solárních elektráren jsou čím dál častěji spojovány záporné a nulové ceny elektřiny, protože se objevují v době, kdy je výroba z tohoto zdroje nejvyšší, tedy kolem poledních hodin. Počet záporných a nulových hodin roste i v ČR, kdy za rok 2024 jich bylo rekordních 361 a počet těchto hodin nadále roste v čase. Růst těchto hodin ovlivňuje ekonomickou návratnost projektů, které tak často musí doplňovat výrobu o akumulaci, popřípadě vlastní spotřebu. Ze zveřejněných dat vyplývá, že téměř 15 % výroby solárních elektráren loni připadalo na hodiny, kdy byla cena na denním trhu nulová nebo dokonce záporná. Zároveň elektrárny vyrábí nejméně v době, kdy je cena na denním trhu nadprůměrná, a to zhruba jen 20 % času, za rok 2024 dosáhl průměr cen na denním trhu cca 85 EUR/MWh.

Větrné turbíny: Dlouhodobý outsider české energetiky

Větrné turbíny jsou dlouhodobě spíše outsiderem české energetiky. Ke konci roku 2024 bylo na území krajů nainstalováno celkem 371 MW instalovaného výkonu větrných elektráren, které vyrobily 696 GWh elektrické energie. Od roku 2006, kdy došlo k největšímu rozvoji, bylo instalováno přibližně 250 MW.

Pro srovnání, například sousední Rakousko nainstalovalo jen za rok 2023 celkem 331 MW a nyní disponuje přibližně desetinásobkem instalovaného výkonu České republiky. Silně vzestupný trend je vidět i v Polsku, kde větrná energetika až donedávna rovněž stagnovala. Jen za rok 2023 ale přibylo více než 1 150 MW. Výjimkou je Slovensko, kde pojem větrná energetika prakticky neexistuje.

Z těchto čísel vyplývá, že Česká republika zaostává, kromě Slovenska, nejen za svými sousedy, ale i za evropskými trendy. Evropa v roce 2023 nainstalovala 18,3 GW větrných elektráren a podle očekávání organizace WindEurope by v letech 2024–2030 mělo být v Evropě instalováno 260 GW nového výkonu větrných elektráren. Za první polovinu roku 2024 přibylo v Evropě jen 6,4 GW instalovaného výkonu větrných elektráren, druhá polovina roku tedy musela být nadprůměrná, aby nové instalace alespoň roku tedy musela být nadprůměrná, aby nové instalace alespoň dorovnaly loňské hodnoty.

S ohledem na celkový instalovaný výkon větrné elektrárny vyrábí pouze přibližně 1 % celkové výroby elektřiny v České republice. Nejsilnějším měsícem roku byl leden, kdy dosáhla výroba větrných elektráren celkem 95,17 GWh. Naopak nejslabším z pohledu výroby byl srpen, kdy se za celý měsíc vyrobilo pouze 28,3 GWh elektřiny.

Nové schéma provozní podpory trh v posledních letech rozhýbalo

Česká republika v kontextu celoevropského trendu usiluje navzdory současnému stavu o další rozvoj větrné energetiky. Podle návrhu aktualizovaného vnitrostátního plánu v oblasti energetiky a klimatu má být do roku 2030 uveden do provozu celkový instalovaný výkon 1 500 MW. V letech 2025–2027 má MPO vypsat aukce na provozní podporu pro větrné elektrárny o celkovém instalovaném výkonu cca 1000 MW.

Obrat v podpoře větrných elektráren nastal v posledních letech, kdy bylo schváleno nové schéma podpory obnovitelných zdrojů a došlo k novelizaci zákona o podporovaných zdrojích energie. Podpora je dle něj možná formou aukčního bonusu na bázi oboustranného rozdílového kontraktu (anglicky Contract for Difference) – pro investora to znamená jistou cenu po dobu 20 let od uvedení výrobny do provozu.

Aukce pro větrné elektrárny proběhly již celkem čtyři. První proběhla na konci roku 2022 a skončila fiaskem, jelikož kvůli nesprávně nastaveným parametrům nebyl do aukce přihlášen jediný projekt. Druhá aukce vysoutěžila výkon okolo 20 MW, třetí pak výkon na úrovni 24,8 MW. V listopadu 2024 byla vyhodnocena ze strany Ministerstva průmyslu a obchodu (MPO) čtvrtá aukce na provozní podporu. Ta byla z pohledu objemu rekordní a vysoutěžila podporu pro VTE o výkonu 88,8 MW.

Na první pohled se tak zdá, že by se rozvoj větrných elektráren díky změnám v legislativě mohl dát do pohybu. Problém spočívá v tom, že to je možné jen za předpokladu, že elektrárny nebudou umístěny v chráněných lokalitách nebo méně než tři kilometry od jiných elektráren. Pravidlo vzdálenosti více než tří kilometrů od jiných elektráren navíc limituje development větších parků v lokalitách nabízejících ideální podmínky.

Stále mnoho překážek

Zvýšený zájem investorů signalizuje, že navzdory omezenému celkovému potenciálu v zemi stále existuje mnoho nevyužitých lokalit s potenciálem. Asi nejznámější jsou větrné parky v Krušných horách nebo Jeseníkách. Kromě těchto regionů má relativně dobré podmínky také kraj Vysočina. Zde se nachází více lokalit, kde se pohybuje rychlost větru ve výšce nad 100 metrů v průměru okolo 6 m/s. To je hranice, která umožňuje ekonomicky efektivní provoz elektráren.

Technický potenciál ovšem značně omezují další faktory, které brání realizaci staveb. Mezi nejvíce zmiňované patří chráněná území, která často nabízejí ideální rychlosti větru. Do roku 2016 bylo v ČR vyhlášeno 26 chráněných krajinných oblastí o celkové rozloze 10 761,11 km², což je 13,6 % rozlohy ČR. Na seznam by se navíc měla přidat CHKO Krušné hory, která by měla být největší s rozlohou až 1 200 km². To dalšímu rozvoji pravděpodobně nepomůže.

Pokud k těmto omezením připočteme nemožnost stavět v dobývacích prostorech (necelých 1 259 km²), vojenských újezdech (823 km²), leteckých prostorech nebo v dosahu vojenských radarů, množství vhodných ploch pro větrné elektrárny se rychle snižuje.

V neposlední řadě je tu překážka, která se v České republice často skloňuje – vysoká hustota zalidnění a vzdálenost od obydlí. Právě tato podmínka často vede k tomu, že projekty zůstávají jen na papíře. Hustota zalidnění je přitom velmi podobná jako v Rakousku, kde se větrným elektrárnám daří, a přibližně třikrát nižší než v Nizozemsku, kde větrné elektrárny minulý rok vyrobily 29 TWh elektřiny. To je přibližně stejný objem elektřiny, jaký v roce 2023 dodaly do sítě české jaderné elektrárny.

Vodní elektrárny: stabilní zdroj s potenciálem rozvoje

Výkon vodních elektráren se v průběhu posledních let prakticky nezměnil. Potenciál vodních zdrojů na území České republiky je do značné míry vyčerpaný, a dochází tak především k modernizaci stávajících provozů. Neznamená to však, že by nový instalovaný výkon nepřibýval. Modernizace stávajících zdrojů má vést ke zvyšování účinnosti o jednotky procent. Vlastník českých vodních elektráren s nejvyšším instalovaným výkonem – společnost ČEZ, v posledních 15 letech modernizovala více než 22 elektráren a v roce 2024 byla dokončena modernizace největší klasické vodní elektrárny (Orlík).

Vedle klasických akumulačních a průtočných elektráren se pak k vodním zdrojům řadí i přečerpávací vodní elektrárny. Ty dlouhodobě patří ke stabilizujícím prvkům české energetiky, jejichž úkolem je primárně vyrovnávat výkon v síti. Výkon přečerpávacích vodních elektráren zůstává nicméně již několik let neměnný. Důvodem je primárně náročnost takové investice.

V ČR se stále nachází potenciál pro malé a střední vodní elektrárny. I z tohoto důvodu je až do 30. 6. 2025 vypsaná výzva na podporu těchto elektráren s půl miliardovou alokací. Zajímavější pro rozvoj české elektroenergetiky a výzvám, kterým bude v budoucnu čelit, jsou však přečerpávací vodní elektrárny (PVE).

Ministerstvo zemědělství společně s Ministerstvem životního prostředí vytipovalo 6 vhodných lokalit pro stavbu PVE. Mezi vybrané patří: Orlík, Slapy, Pastviny, Libochovany, Vinice a Slezská Harta. Potenciál těchto nových lokalit dosahuje 1222 MW instalovaného výkonu. Tyto možnosti vybudování PVE byly zkoumány na instalovaného výkonu. Tyto možnosti vybudování PVE byly zkoumány na již existujících vodních dílech kvůli menšímu zásahu do přírody a snazšímu povolovacímu procesu. Určitý potenciál do budoucna také mohou nabízet prostory bývalých hnědouhelných lomů, kdy většina z nich bude po svém ukončení zatopena. Zároveň se tyto lokality nachází ve vhodném terénu, popřípadě v blízkosti dalších vodních děl. Další nadějí pro výstavbu může být fakt, že se Ministerstvu zemědělství podařilo získat územní rozhodnutí pro stavbu přehrady v Nových Heřminovech, jejíž výstavba by měla začít v roce 2027.

V závislosti na výsledku výzvy Obnovitelné zdroje energie – malé vodní elektrárny – výzva I, bude možné odhadnout zájem o budování tohoto typu elektráren a možný přírůstek výkonu. V současnosti je nejpravděpodobnější vybudování přečerpávací elektrárny Orlík-Kamýk oznámené již v roce 2023 společností ČEZ, která by měla být v provozu do roku 2030.

Do výroby tento rok promluvilo extrémní počasí

Vodním elektrárnám pomáhalo ze začátku roku zejména srážkově nadprůměrné první čtvrtletí, které navíc pokračovalo v dalším průběhu roku. Vodní zdroje tak navýšily výrobu meziročně o více než 4 %. Kvůli vyšším srážkám zároveň vodní elektrárny zažily tento rok z pohledu výroby extrémní měsíce. Nejsilnějším měsícem z pohledu výroby klasických vodních elektráren byl leden se 414 GWh vyrobené elektřiny. Pro přečerpávací elektrárny to byl březen se 103 GWh vyrobené elektřiny.

Mimořádně bohaté na srážky bylo zejména září, což se v energetice promítlo do výroby vodních elektráren. Provozovatelé elektráren preventivně uvolňovali nádrže, aby zvýšili jejich akumulační schopnost a předešli tak vyšším škodám při záplavách. Řečí čísel – oproti loňskému roku vodní elektrárny vyrobily o 145 % více elektřiny než v září v předchozím roce.

Biomasa a bioplyn: Naděje pro dekarbonizaci teplárenství

Bioenergie je relativně široká kategorie různorodých zdrojů pevného, kapalného i plynného skupenství. Mezi ty nejčastěji zmiňované patří například pevné dřevo a štěpka, označované též jako biomasa, dále bioplyn nebo kapalná biopaliva. Domácnostem, kde se biomasa hojně využívá, jsou asi nejznámější formou pelety. Vzhledem k této rozmanitosti zdrojů se i jejich míra využití v jednotlivých částech energetiky odlišuje.

Využití biomasy pro výrobu elektřiny v průběhu let neustále roste. Ke konci roku 2024 bylo v České republice 76 licencovaných provozoven s instalovaným výkonem převyšujícím 2 300 MW. Od roku 2020 navíc bylo z biomasy každý rok vyrobeno více než 2,2 TWh elektřiny, čímž se podílí na celkové výrobě elektřiny zhruba 3,2 %. V případě bioplynových stanic se produkce elektřiny pohybuje na podobné hranici, v roce 2024 to bylo 2,39 TWh. Narozdíl od biomasy ale produkce spíše stagnuje a od roku 2015 výrazně neroste.

Zatímco v případě výroby elektřiny je poměr mezi pevnou biomasou a bioplynem téměř vyvážený, v případě výroby tepla je situace zcela odlišná. Téměř 90 % veškeré produkce tepla z obnovitelných zdrojů (zhruba 10 000 TJ) připadalo na biomasu. Vývoj posledních let, kdy provozovatelé tepláren intenzivně dekarbonizují své provozy, přitom naznačuje, že právě teplárenství bude jednou z oblastí, kde spotřeba biomasy i nadále poroste.

Spotřeba biomasy poroste, výzvou je dostupnost zdrojů

Biomasu mnozí považují za důležitý obnovitelný zdroj do budoucna. V průmyslu je odrazem rostoucí popularity stále více projektů, které mají za cíl transformovat teplárny a elektrárny. V domácnostech se trend odráží na rostoucím zájmu o kotlíkové dotace, které lze využít i na pořízení moderního biomasového kotle. Od června 2023 do května 2024 si žádost podalo 4 172 domácností v celkovém objemu 626 milionů korun. Vzhledem k technologickým parametrům spalování biomasy lze očekávat, že hlavní využití biomasy bude spojeno právě s decentralizovanými zdroji menších výkonů, zejména s kogeneračními jednotkami, a to ať už u domácností, nebo u průmyslových podniků.

Vzhledem k rostoucí spotřebě i instalovanému výkonu začíná zejména větší odběratele trápit otázka, odkud se všechna potřebná biomasa vezme. České lesy a zemědělství totiž mají svá omezení a při rostoucí spotřebě je potřeba přemýšlet, zda nabídka pokryje poptávku. Touto problematikou se v minulosti zabývalo Ministerstvo průmyslu a obchodu a společnost ČEPS, které dospěly ke dvěma klíčovým závěrům.

Zaprvé, minimálně v případě tří krajů (Ústeckého, Karlovarského a Moravskoslezského) by mělo do roku 2030 docházet k výrazně větší poptávce způsobené historickou závislostí na uhlí. Zadruhé, česká produkce biomasy nebude v budoucnu stačit a kolem roku 2030 bude potřebné zhruba 1,5 milionu tun biomasy dovážet.

Bioplynu končí podpora, nový směr může být biometan

V případě bioplynu se zdá být trend opačný, jelikož pro provoz zejména menších zdrojů je vzhledem k vysoké ceně v poměru k výkonu velmi důležitá státní podpora na provoz. Provozní podpora prvním bioplynovým stanicím v Česku bude nicméně končit na konci roku 2025, přičemž do roku 2031 o ni přijde více než polovina ze současných 540 bioplynových stanic. Prodloužení podpory je přitom zatím nejisté a velký počet provozovatelů tak hlásí, že pravděpodobně bude končit. Tento trend ve svých predikcích reflektuje i společnost ČEPS, dle které instalovaný výkon bioplynových stanic klesne za dalších 5 let ze současných 380,5 MW na 100 až 200 MW.

I v případě bioplynových stanic se ale objevují nové směry. Jedním z hlavních je přestavba na produkci biometanu, který má do budoucna potenciál částečně nahradit dovážený zemní plyn. Stanic na výrobu biometanu je dnes v zemi pouze 10. Loni schválená provozní podpora pro biometanové stanice v celkové výši 60 mld. Kč může ale celou situaci zásadně změnit. Výrobci díky podpoře státu mohou po dobu 20 let čerpat takzvaný zelený bonus, tedy příplatek k ceně, za kterou biometan prodávají. Pokud se tak úspěšně podaří zvyšovat výrobu biometanu v České republice, je pravděpodobné, že pomůže dekarbonizaci stejně jako biomasa.

Velkoobchodní trhy s elektřinou v roce 2024

Z pohledu velkoobchodních trhů s energií nebyl rok 2024 tak turbulentní jako předcházející období let 2021 až 2023, přesto se však nedá mluvit o úplném uklidnění. Trhy s elektrickou energií tak byly i nadále vystaveny vlivu řady faktorů, a to zejména vývoji cen zemního plynu, energetického uhlí či emisních povolenek, stejně jako výrobě elektřiny z obnovitelných zdrojů a dostupnosti konvenčních elektráren.

Ačkoliv je Česká republika v oblasti zásobování elektrickou energií stále soběstačná, vzhledem k silnému propojení s jednotným elektroenergetickým trhem Evropy tak i místní trh čelí značným cenovým fluktuacím. S ohledem na vysokou závislost Evropy na dovozu energetických komodit, jako například zemního plynu či energetického uhlí, jsou místní trhy vystaveny globálním faktorům, které tak rovněž ovlivňují ceny energií na českém trhu.

Vývoj na forwardových trzích

V případě dlouhodobých forwardů, jako například kontraktu s dodávkou v následujícím roce, hrál hlavní roli vývoj cen paliv a emisních povolenek. Ty v průběhu loňského roku často reagovaly na dění v různých regionech světa, a nejen pouze na vývoj na domácím či evropském poli. Právě geopolitická nejistota a s ní spojená rizika měly často zásadní vliv na vývoj cen zemního plynu na globálním i evropském trhu, což se rovněž silně projevovalo na cenách elektrické energie na českém trhu.

Zpočátku roku 2024 ceny elektrické energie na velkoobchodních trzích dále klesaly, podobně jako tomu bylo během posledního čtvrtletí roku 2023. Ke konci loňského února se nicméně pokles cen zastavil, přičemž se forwardové ceny začaly naopak znovu zotavovat. Zatímco v únoru se elektřina s dodávkou v roce 2025 obchodovala na českém trhu v průměru za méně než 80 EUR/MWh, v březnu začaly ceny opět růst, a to postupně až k úrovni 100 EUR/MWh, okolo které se tento kontrakt obchodoval i v průběhu letních měsíců.

Ke zlomu na energetických trzích přispěla během prvního kvartálu i pokračující válka na Ukrajině a ruské útoky na tamní energetickou infrastrukturu. Rusko během loňského března vůbec poprvé zaútočilo na ukrajinské podzemní zásobníky plynu, což vedlo k růstu nejistoty na trhu s plynem a rovněž tak podpořilo růst cen elektrické energie. Dalším faktorem byly nové sankce zamířené na ruské energetické komodity a s nimi spojené riziko dalšího výpadku dodávek. Od druhého kvartálu roku 2024 na trhu nepanoval žádný silný cenový trend a ceny elektřiny s dodávkou v roce 2025 tak oscilovaly okolo úrovně 90–100 EUR/MWh.

Situace byla poněkud odlišná v případě bližších forwardových kontraktů, zejména u cen elektrické energie na následující měsíc. Ty se v průběhu února, března i dubna obchodovaly v průměru lehce nad 60 EUR/MWh, přičemž na začátku dubna dokonce zamířily až k hodnotě blízké 50 EUR/MWh. V tomto případě tak trh zřejmě počítal i se sezónním růstem výroby elektřiny z fotovoltaických elektráren.

Geopolitka a nejistý výhled dodávek plynu, nejen z Ruska

Na rozdíl od krátkodobých forwardů se dlouhodobé kontrakty držely na relativně silných hodnotách i v průběhu loňského jara. V druhé polovině května ceny elektřiny pro rok 2025 v loňském roce vůbec poprvé překonaly hranici 100 EUR/MWh, na čemž měl zásadní vliv geopolitický vývoj a nejistota ohledně budoucích dodávek zemního plynu z Ruska. Ceny elektřiny na evropských trzích, včetně toho českého, však rovněž reagovaly i na nejistoty na globálním trhu se zkapalněným plynem, které souvisely s neplánovanými odstávkami exportních terminálů.

V polovině loňského roku se ceny elektřiny na rok 2025 na českém trhu opět dočasně vrátily pod hranici 100 EUR/MWh, rovněž díky poklesu cen emisních povolenek v průběhu června a července. V průběhu léta nicméně trhy zažily další růst, který opět souvisel s geopolitickým děním, a to nejen na východě Evropy, ale také na Blízkém východě. Stupňující se konflikt v tamním regionu tak trhy vnímaly jako další riziko, což vedlo k růstu cen zemního plynu a tedy i elektrické energie. Tato nejistota byla dále podpořena rozšířením rusko-ukrajinského konfliktu na území Ruska v blízkosti poslední stanice, přes kterou proudil ruský plyn na Ukrajinu a dále do Evropy.

Během pozdního léta a začátku podzimu se situace na trzích znovu částečně uklidnila, kdy ceny kontraktu s dodávkou v roce 2025 poklesly v průměru k 90 EUR/MWh. V průběhu posledního čtvrtletí roku 2024 začaly ceny znovu stoupat poté, co se trh začal opět více zaměřovat na růst poptávky spojený s příchodem chladného počasí a nástupem topné sezóny a blížící se očekávaný konec přepravy ruského plynu přes Ukrajinu.

V závěru roku 2024 se na vývoji forwardových cen podepsala především právě nejistota ohledně budoucnosti tranzitu ruského plynu. V polovině prosince sice ceny plynu, a s nimi i ceny elektrické energie dočasně poklesly, během posledních dvou týdnů však s rostoucí pravděpodobností konce tranzitu plynu přes Ukrajinu ceny elektřiny na rok 2025 opět začaly růst blízko k předchozím maximům dosaženým dříve během roku.

Vývoj na krátkodobých trzích

Vývoj na evropských spotových trzích s elektřinou, včetně toho českého, probíhal v posledních letech podobně jako na trzích forwardových. Po prudkém nárůstu cen z roku 2022 se v letech 2023 a 2024 ceny začaly postupně vracet na nižší hodnoty, nicméně předkrizové úrovně nedosáhly.

Přestože byla cenová volatilita v loňském roce výrazně nižší oproti předcházejícím dvěma rokům, spotové ceny elektřiny v průběhu roku značně fluktovaly. Na rozdíl od forwardových trhů jsou spotové trhy, tedy především denní trh s elektřinou, na kterém se obchoduje dodávka na následující den, mnohem více vystaveny proměnlivé výrobě elektřiny z obnovitelných zdrojů.

S rostoucím instalovaným výkonem fotovoltaických elektráren v České republice, ale i dalších zemích Evropy, tak roste i tlak na ceny elektřiny na krátkodobých trzích, především během jarních a letních měsíců. Na poklesu cen elektřiny na krátkodobých trzích v loňském roce měl však silný vliv rovněž pokles cen zemního plynu a energetického uhlí oproti hodnotám z krizového roku 2022.

Ceny elektrické energie na českém spotovém trhu se v loňském roce v průměru nijak zásadně neodlišovaly od cen na sousedních trzích. Jedinou výjimkou bylo Polsko, kde průměrná cena na denním trhu přesahovala ceny na českém trhu o více než 10 EUR/MWh. Vyšších cen bylo dosahováno i na Slovensku, a to v průměru o téměř 9 %. Naopak na německém či rakouském trhu byly spotové ceny v průměru o několik EUR/MWh nižší ve srovnání s českým trhem.

V roce 2024 se s výjimkou listopadu a prosince elektřina obchodovala na českém denním trhu v jednotlivých měsících v průměru pod 100 EUR/MWh. Nejnižších hodnot bylo v průměru dosaženo během dubna, a to 63,13 EUR/MWh. Pod hranicí 70 EUR/MWh se na denním trhu v průměru obchodovalo také během února, března či května.

Volatilita v řádu stovek EUR

Během jarních a letních měsíců poté ceny elektřiny pravidelně klesaly k nule či do záporných hodnot. Vůbec nejnižší hodinové ceny bylo dosaženo v průběhu května, kdy ceny na denním trhu klesly až na hodnotu -138,75 EUR/MWh. Květen byl rovněž měsícem s nejvyšším počtem hodin s nulovou či zápornou cenou elektřiny na denním trhu, kdy tato situace nastala během 77 hodin. K podobným situacím rovněž docházelo relativně často během dubna, června či července.

Navzdory častému výskytu hodin s nulovou či zápornou cenou se i v období mezi dubnem a červencem objevovaly hodiny, ve kterých cena elektřiny stoupala do stovek EUR/MWh. K zásadnímu růstu průměrných cen dosahovaných na denním trhu však došlo až během posledních dvou měsíců loňského roku.

V listopadu se na růstu cen podepsalo nejen chladnější počasí, ale především velmi slabá výroba elektřiny z větrných elektráren napříč Evropou během první poloviny měsíce. V listopadu tak hodinové ceny elektřiny na českém denním trhu vystoupaly dokonce až na hodnotu 780,33 EUR/MWh. V průměru dosáhly ceny během stejného měsíce 133,25 EUR/MWh, tedy zhruba dvojnásobku oproti hodnotám z března, dubna či května. V prosinci poté průměr dosáhl na 132,85 EUR/MWh, a byl tak po listopadu druhý nejvyšší za celý rok. Průměrnou cenu v prosinci nepomohly srazit ani vánoční svátky, během kterých ceny na krátkodobých trzích podpořila nízká výroba větrných elektráren v Německu a dalších zemích v regionu.

Záporné či nulové ceny se na trhu objevují stále častěji

Stále častějším fenoménem je v posledních letech výskyt záporných cen či hodin s nulovou cenou elektřiny. Tyto situace nastávají zejména během období silné dodávky z obnovitelných zdrojů, jejichž provoz je dotován skrz systém provozní podpory. V tomto případě tak mohou být jejich provozovatelé kompenzováni i v případě, kdy by byl prodej elektřiny čistě na tržní bázi ztrátový.

Rok 2024 byl přitom z pohledu počtu hodin se zápornou cenou rekordním v řadě zemí Evropy, a to včetně České republiky. Za celý loňský rok se tak elektrická energie obchodovala na českém denním trhu za nulové či dokonce záporné hodnoty během celkem 361 hodin. Z toho 261 hodin, tedy více než 70 %, přitom připadlo na období pouhých čtyř měsíců mezi dubnem a červencem. Hodiny se zápornou či nulovou cenou tak tvořily celkem 4,1 % všech hodin roku 2024.

Pro srovnání, v roce 2022 se jednalo o pouhých 11 hodin, v roce 2023 o celkem 156 hodin. Meziročně se tedy výskyt hodin, během kterých je elektřina na trhu zadarmo či za její odběr dostává odběratel dokonce zaplaceno, více než zdvojnásobil.

Loňské Vánoce na rozdíl od roku 2023 záporné ceny elektřiny nicméně nepřinesly, přestože jsou obdobím s tradičně nižší spotřebou elektrické energie, zejména během Štědrého dne a následujících svátků. Hlavním faktorem v tomto případě byla nízká výroba elektřiny z větrných elektráren v regionu střední a západní Evropy. Ta tak rovněž podpořila i ceny elektřiny na českém trhu.

Co čeká trhy v následujícím období?

Podobně jako v předchozích letech bude pro vývoj cen na evropských forwardových trzích s elektřinou, včetně českého, klíčový vývoj cen zemního plynu, uhlí a emisních povolenek, které jsou hlavním hybatelem s cenami na forwardových trzích s elektřinou. V případě cen paliv bude hrát důležitou roli stav evropských zásobníků s plynem na konci současné zimy, což se na trzích propíše v podobě poptávky během vtláčecí sezóny vzhledem k nutnosti znovu naplnit zásobníky na příští topnou sezónu.

Kromě evropské poptávky bude zásadní i poptávka po zkapalněném zemním plynu (LNG) na globálním trhu, kterému je Evropa od začátku energetické krize vystavena silněji než kdykoliv v minulosti. Jako na každém trhu je pro stanovení ceny stejně důležitá i strana nabídky, a to zejména s ohledem na nové exportní terminály, které by měly zahajovat provoz v následujících letech.

Následující roky by přitom měly přinést výrazné navýšení exportních kapacit. Na začátku loňského roku dosahovala roční exportní kapacita LNG terminálů z globálního pohledu více než 470 milionů tun LNG. V současné době dodávají zhruba 60 % objemů na globální trh s LNG tři země – Spojené státy americké, Austrálie a Katar. Právě Spojené státy a Katar by měly v letech 2025, 2026 a 2027 uvést do provozu řadu nových terminálů. Další růst by měl nicméně nastat i v jiných regionech.

Celkově by globální exportní kapacita LNG měla během let 2024 až 2028 vzrůst o více než 180 milionů tun LNG. To je bezmála pětinásobek ve srovnání s novou exportní kapacitou uvedenou do provozu mezi lety 2021 a 2024. Jen v letošním a příštím roce by se přitom mělo jednat o více než 80 milionů tun. Trh tak bude bedlivě sledovat vývoj v tomto segmentu, kdy jakákoliv zásadní zpoždění při realizaci nových projektů mohou mít silný dopad na globální ceny LNG, a tím i na ceny zemního plynu a elektrické energie na evropském trhu.

Kromě cen paliv a emisních povolenek bude trh upírat svou pozornost i na jiné oblasti. Mezi ně patří rovněž dostupnost výrobních zdrojů na evropském trhu, zejména jaderných elektráren.

Poté, co se francouzské jaderné elektrárny potýkaly především v krizovém roce 2022 s rozsáhlejší údržbou, a tedy vyšším počtem delších odstávek, se již v roce 2023 a zejména loni začaly jejich dostupnost a výroba opět zotavovat. V loňském roce tak výroba francouzských jaderných elektráren dosáhla srovnatelné hodnoty s rokem 2021. Se stále rostoucím instalovaným výkonem v obnovitelných zdrojích a zotavující se výrobou elektřiny z jaderných elektráren ve Francii by tak měl nadále růst tlak na spotřebu fosilních paliv v evropském elektroenergetickém sektoru, a tedy i na jejich cenu.

S koncem tranzitu ruského plynu přes Ukrajinu na přelomu loňského a letošního roku tak budou evropské energetické trhy vystaveny dění na globálních komoditních trzích ještě více než kdy v minulosti.

Vývoj na trhu z pohledu nezávislého srovnávače Ušetřeno.cz

V roce 2024 ovlivnilo energetický trh několik důležitých skutečností. První je cenové rozhodnutí Energetického regulačního úřadu (ERÚ), které výrazně zvýšilo podíl regulované složky na celkové platbě. Druhá je pozvolna klesající obchodní cena elektřiny dodavatelů. Zatímco u akvizičních nabídek se pád zastavil, někteří dodavatelé mohli snižovat ceny u svých běžných nabídek.

Vývoj regulovaných cen v roce 2024

Klíčové poznatky:

• Regulované ceny elektřiny vzrostly o 68 %, plynu o 38 %.
• Největší podíl na růstu měl návrat poplatku za POZE.
• Domácnosti s tepelnými čerpadly zaznamenaly nejvyšší růst nákladů.

Reakce státu na energetickou krizi spočívala v roce 2023 v odpuštění poplatků za podporované obnovitelné zdroje energie (POZE) ve výši 495 Kč za MWh bez DPH. V roce 2024 podpora končí, což se výrazně projevilo na výši regulovaných plateb. U elektřiny došlo k průměrnému růstu regulovaných plateb o 66 % (původní návrh činil 71 %, ale ERÚ přistoupilo k mírné korekci) a u ceny plynu o 38 % (původně 41 %). Jak bylo zmíněno, největší podíl na celkovém růstu měl návrat POZE, ale rostly také poplatky za distribuci, zejména u nízkého tarifu, a navýšily se i poplatky za jistič.

Růst poplatků se výrazně lišil podle distribučních sazeb. Nejvíce si připlatily domácnosti, které vytápějí tepelným čerpadlem, tedy domácnosti s vyšší kapacitou jističe a dominantní spotřebou v nízkém tarifu. Růst byl rovněž nerovnoměrný mezi distribučními oblastmi. Nejmenší zvýšení zaznamenali zákazníci PRE Distribuce, zatímco nejvyšší růsty nastaly u ČEZ Distribuce, což je vidět i na následujícím modelovém příkladu domácnosti.

Celková roční platba regulovaných poplatků pro domácnost vytápějící tepelným čerpadlem (d57d) se spotřebou 9 MWh ve vysokém tarifu (VT) a 1 MWh v nízkém tarifu (NT) s jističem do 3×32 A podle distribučních oblastí

Vývoj obchodních cen v roce 2024 a historický kontext

Klíčové poznatky:

• Kulminace obchodních cen nastala v srpnu 2023, kdy ceny přesáhly 10 000 Kč/MWh.
• Po lednu 2023 ceny postupně klesaly pod vládní strop.
• Situace na burze energií ovlivnila dynamiku trhu.
• Obchodní složka cen dosáhla historického minima v květnu 2024.
• Spotřebitelé ušetřili průměrně 5000 Kč ročně při změně dodavatele elektřiny.

Historický kontext 2021–2023

Vývoj cen v roce 2024 byl dynamický a navazoval na události z předchozích let. Zatímco rok 2021 začínal se stabilními cenami elektřiny u dodavatelů, situace se dramaticky změnila v říjnu 2021, především v důsledku růstu cen na burze a následného ukončení činnosti společnosti Bohemia Energy. Přibližně 1,2 milionu odběratelů přešlo k dodavatelům poslední instance. Tito dodavatelé byli nuceni nakupovat energie pro tyto zákazníky za tržní ceny, což vedlo k prudkému růstu obchodní složky a k významnému zvýšení celkových ročních nákladů.

V únoru 2022 došlo k invazi Ruska na Ukrajinu, což spolu s omezením toku plynu vedlo k dalšímu prudkému růstu cen obchodní složky. Energetická krize kulminovala přibližně v srpnu 2023, kdy krátkodobé ceny na trzích překročily i hranici 1000 EUR za MWh. U některých dodavatelů se ceny běžně pohybovaly i nad 10 000 Kč za MWh bez DPH.

Kontext vývoje cen v letech 2021–2023 podle Indexu cen elektřiny a plynu

Důležitý přehled tohoto vývoje poskytuje Index cen elektřiny portálu Ušetřeno.cz, vytvořený v roce 2021. Tento index ukazuje vývoj obchodních cen elektřiny (silové elektřiny) bez DPH, uzavíraných klienty Ušetřeno.cz u sedmi největších dodavatelů z pohledu prodejů. Významné přelomové události v tomto období jsou zde také patrné.

Klíčové poznatky:

• V roce 2021 byla situace stabilní a ceny obchodní složky u akvizičních nabídek se pohybovaly na úrovni 1300–1400 Kč za MWh bez DPH.
• Po ukončení činnosti Bohemia Energy stouply ceny na úroveň 3500 Kč za MWh v listopadu 2021.
• Po ruské invazi v roce 2022 ceny dále rostly a v říjnu dosáhly vrcholu 9100 Kč za MWh.
• Následně začaly klesat, v roce 2023 se ceny elektřiny hned v lednu dostaly pod vládní cenový strop a dále kontinuálně klesaly.

• V roce 2021 byly ceny u plynu stabilní a pohybovaly se kolem úrovně 590 Kč za MWh bez DPH.
• Po ukončení činnosti Bohemia Energy ceny stouply nad 1800 Kč.
• Po ruské invazi a následných restrikcích v dodávkách plynu ze strany Ruska cena plynu vzrostla až na úroveň 3230 Kč v září roku 2022.
• Již v lednu 2023 se ceny dostaly pod vládní strop ve výši 2500 Kč za MWh.

Vývoj cen elektřiny a plynu v roce 2024

V roce 2024 skončil vládní strop u elektřiny a plynu. Zároveň již nejsou omezení na SPOTové tarify, u kterých není nutné nově mít elektroměr s průběhovým měřením. Zatímco v roce 2023 docházelo k setrvalému poklesu cen energií, vývoj v roce 2024 byl složitější. V lednu 2024 dosahovala obchodní složka u dodavatelů 3401 Kč za MWh bez DPH, následně spadla na 2686 Kč v květnu letošního roku a poté už jen stagnovala. Cena pro prosinec 2024 dosahovala 2668 Kč za MWh bez DPH.

Důvodem je především vývoj na burze energií, kde počátkem roku nejdříve docházelo k propadu, a to až do konce února, kdy se cena elektřiny propadla až k úrovním 70 eur za MWh. Následně začala pozvolna růst až na listopadovou úroveň, která přesáhla 100 eur za MWh. Dodavatelé tak mají stále menší prostor realizovat marže a některé neveřejné nabídky mohou být finančně atraktivnější než burzovní ceny.

Mírně odlišný vývoj pozorujeme u plynu, u kterého cena u dodavatelů po celý rok 2024 převážně klesala. Zatímco v lednu dosahovala 1 429 Kč za MWh bez DPH, v červnu 1 142 Kč a na konci roku se blížila úrovni pod 1 100 Kč za MWh.

Cena plynu na burze přitom od února, kdy dosáhla minima v rozmezí 30–35 eur za MWh, pozvolna rostla a na konci roku 2024 dosahovala 50 eur za MWh. Dodavatelé energií však plyn nakoupili výhodně s předstihem, a proto v roce 2024 byli schopni někteří z nich nabízet ve svých akvizičních cenících ceny plynu nižší než burzovní.

Počet změn dodavatele

V roce 2024 změnilo dodavatele elektřiny celkem 579 344 odběrných míst a u plynu 204 696 odběrných míst. Od počátku energetické krize se jednalo o druhé nejvyšší číslo počtu změn dodavatele u elektřiny a třetí u plynu. Hlavní motivací pro změnu dodavatelů je finanční úspora. Ta podle dat Ušetřeno.cz v roce 2024 dosáhla při změně dodavatele u elektřiny průměrně kolem 5 000 Kč ročně a u plynu 7 000 Kč ročně.

Další trendy v roce 2024

Klíčové poznatky: další trendy v roce 2024

• Elektřina stagnuje, plyn klesl o 30 % díky úsporám a modernizaci vytápění.
• Rozvoj obnovitelných zdrojů, zejména domácích fotovoltaických elektráren.
• Častější aktualizace cen a větší tlak na retence zákazníků.
• Možnost změnit dodavatele čistě online

Situaci na energetickém trhu v roce 2024 ovlivnilo také několik důležitých trendů.

Vývoj spotřeby

Podle dat portálu Ušetřeno.cz spotřeba elektřiny u domácností neklesala. Zatímco v lednu 2022 byla průměrná spotřeba u elektřiny ve výši 5,5 MWh, ročně v lednu 2024 dosahovala mírně vyšší úrovně – 5,52 MWh.

To může být způsobeno jednak vyšším zájmem o změnu dodavatele u domácností s vyšší spotřebou, ale také investicemi do způsobů vytápění využívajících elektřinu, zejména do tepelných čerpadel podporovaných dotacemi. Průměrnou spotřebu snižovaly také investice do zateplení nebo do fotovoltaik. Jen v roce 2023 vzniklo v České republice 82 799 instalací fotovoltaik s celkovým instalovaným výkonem 970,1 MWp, což byl více než trojnásobek ve srovnání s rokem 2022. V roce 2024 bylo připojeno více než 44 000 nových zdrojů, přičemž většinu z nich tvořily solární elektrárny instalované na střechách domů.

Výrazně odlišný vývoj jsme mohli registrovat u plynu, kde docházelo podle našich dat k prudkému propadu spotřeby. Zatímco v lednu 2022 dosahovala 19,56 MWh ročně, v lednu roku 2023 poklesla na 15,10 MWh a v lednu 2024 dále spadla na 13,74 MWh.

S příchodem energetické krize a výrazným růstem cen obchodní složky domácnosti optimalizovaly své vytápění (nastavení teplot vytápění v jednotlivých místnostech, chytré termostatické hlavice), stejně jako investovaly do zateplení či do efektivnějšího způsobu vytápění, například do výměny plynového kotle, což mělo výrazný vliv na celkové roční platby za energie. Pokles průměrné spotřeby koreluje s daty ERÚ, podle kterého klesla spotřeba plynu od roku 2021 do roku 2024 o 30 % a vrátila se na úroveň roku 1992.

Dodavatelé aktivnější v retencích

Jako portál Ušetřeno.cz také pozorujeme, že dodavatelé jsou výrazně aktivnější s retenčními nabídkami pro zákazníky, kteří chtějí změnit dodavatele. Podle našich zjištění ale neobdrželi zákazníci u některých retenčních nabídek úplné informace. Jedná se například o situaci, kdy je závazek na dva roky, ale bonus je jen jednorázový pro první rok. Zákazník se přitom dozví jen sníženou platbu pro první rok, nikoliv průměrnou platbu po dobu trvání celého závazku, zpravidla na dobu 2 let.

Celý proces u retencí je navíc pro zákazníka časově náročný, protože musí absolvovat několik koleček, než obdrží zajímavější nabídku, která ale stále nemusí být výhodnější než akviziční.

ENE Online 2.0

Portál Ušetřeno.cz spustil počátkem dubna 2024 projekt ENE Online, kde si zákazník vloží fakturu a následně si může sjednat dodavatele zcela online. Portál ENE Online byl zdokonalen a v listopadu 2024 byla spuštěna verze 2.0.

Výhled na rok 2025

Klíčové poznatky: Výhled na rok 2025

• Mírný růst regulovaných cen, obchodní složka stabilní.
• Další pokles spotřeby díky fotovoltaikám a úsporným opatřením.
• „Surfaři na SPOTu“ využívají nízké ceny elektřiny, chytrá řešení snižují náklady.

V roce 2025 dojde k několika skutečnostem, které ovlivní energetický trh a ceny pro spotřebitele. Důležité je cenové rozhodnutí ERÚ, které mělo podstatně menší vliv na celkové ceny než rozhodnutí pro rok 2024. Vývoj obchodní složky také bude ovlivňovat řada důležitých faktorů.

Vývoj regulované složky

Podle cenového rozhodnutí ERÚ vzrostou regulované poplatky u elektřiny průměrně o 1,4 %, u plynu o 8,6 %. Zatímco tedy u elektřiny bude nárůst nižší než inflace, u plynu navýšení inflaci překoná z důvodu nutných investic i klesající spotřeby či nákupu plynovodů ze strany státu, kde je ztráta rozpočítaná do regulované složky odběratelů.

S poklesem obchodní složky bude neregulovaná složka tvořit podle dat ERÚ na hladině nízkého napětí (u domácností) už 54,6 % celkové ceny, zatímco v roce 2023 to bylo přibližně 60 %. U plynu si neregulovaná část ukrojí 77 % celkové ceny.

Pokles průměrné spotřeby

Očekáváme, že průměrná spotřeba bude nadále klesat. Důvodem bude jak zmíněný růst cen obchodní složky elektřiny a plynu, tak také další úspory a investice, které domácnosti realizují, zejména do zateplení, instalace fotovoltaik a modernizace vytápění (zastaralé plynové kotle nebo tepelná čerpadla, výměna přímotopů). Zatímco u rodinných domů očekáváme, že dojde k ochlazení investiční aktivity směrem k úsporám, výraznější aktivita by měla být v případě bytových domů. Tam by mělo dojít k instalaci fotovoltaik nebo různých chytrých systémů, které by mohly snížit celkové náklady na elektřinu.

Růst cen

Trh s elektřinou ovlivní řada nejistot, které by mohly vést k dalšímu růstu cen elektřiny. Omezování počtu emisních povolenek, nejistota ohledně dodávek ruského plynu přes ukrajinské území, ale také klesající výroba v EU, především z uzavíraných uhelných elektráren, by mohly zapříčinit zdražování elektřiny na burze, což by mohli zohlednit také dodavatelé. Cena elektřiny by mohla natrvalo zakotvit kolem úrovně 100 eur za MWh, což znamená, že by se obchodní cena u dodavatelů mohla zvyšovat, především u nejvýhodnějších akvizičních nabídek.

Další trendy v roce 2025

Dynamické změny na trhu přinášejí nové spotřebitelské přístupy. Mezi nimi vynikají inovativní trendy, jako je využívání nízkých cen elektřiny zákazníky na SPOT tarifech, což je podrobně popsáno dále.

Sdílení elektřiny v roce 2025

Velkým otazníkem je, jak se u některých domácností projeví sdílení elektřiny a fungování Elektroenergetického datového centra. Vlastníci fotovoltaických elektráren si slibují, že budou moci dodávat výhodněji elektřinu jiným domácnostem či do jiných svých nemovitostí nebo rodině. Motivace třetích stran platit vyšší ceny, než jsou tržní, za tuto přebytečnou elektřinu, která se dostávala i do záporných cen, je ale nízká. Lze také očekávat, že ve slunečných dnech budou přebytky z fotovoltaik stále vysoké a nevyužité, což by mohlo vést k tomu, že počet dní se zápornou cenou elektřiny poroste.

Nová skupina zákazníků ovlivní trh

V současné době vzniká nová skupina zákazníků, kteří se označují jako „surfaři na SPOTu“, kteří mají elektroměry s průběhovým měřením a elektřinu především spotřebovávají v době, kdy je cena velmi nízká nebo záporná. Mohou mít dokonce i vlastní bateriové úložiště. Je žádoucí, aby více lidí dokázalo tyto tržní abnormality využít, aby došlo k vyrovnávání situace na trhu. Chytrá řešení mohou vzejít i od inovativních nápadů Sdružení vlastníků jednotek, která se mohou pokusit například záporné ceny elektřiny využít k ohřevu vody v akumulačních nádržích. Členové SVJ tak budou moci využívat celkově výrazně výhodnější teplou vodu.