Aktuální cena elektřiny na burze: drahý plyn, slabý vítr a zpožděné zdražení
Burza znovu ukazuje riziko volatility
Aktuální cena elektřiny na burze v ČR se na začátku září drží vysoko. Podle výsledků denního trhu OTE pro 1. září 2026 dosáhl index BASE LOAD 148,87 EUR/MWh, PEAK LOAD 122,25 EUR/MWh a OFFPEAK LOAD 175,49 EUR/MWh. To potvrzuje, že český trh zůstává citlivý na kombinaci drahého plynu, počasí, odstávek zdrojů a omezené flexibility spotřeby.
Pro domácnosti to neznamená okamžitý skok faktury v příštím měsíci. Většina zákazníků má fixaci nebo ceník, který se mění se zpožděním. Pro firmy s burzovními produkty, větší odběratele a zákazníky se spotovým tarifem je však dopad rychlejší. Kdo sleduje spotová cena elektřiny online, vidí nejen denní průměr, ale hlavně rozdíly mezi jednotlivými čtvrthodinami.
Plyn je zpět jako cenotvorný problém
Cena plynu pro evropský trh vystoupala na nejvyšší úrovně za zhruba tři roky a přesáhla 75 EUR/MWh. To je pro elektřinu zásadní. Plynové elektrárny často neurčují objem výroby, ale v drahých hodinách určují cenu. Pokud je plyn drahý, drahá je i elektřina z plynových zdrojů, které dorovnávají poptávku při slabší výrobě z obnovitelných zdrojů nebo při vyšší spotřebě.
Modelový příklad: paroplynový zdroj s účinností 55 % potřebuje na výrobu 1 MWh elektřiny přibližně 1,8 MWh plynu. Při ceně plynu 75 EUR/MWh je samotné palivo zhruba 136 EUR/MWh elektřiny. Po započtení emisní povolenky, provozních nákladů a marže se cena snadno dostává nad 150 EUR/MWh. To dobře vysvětluje, proč se burzovní cena v některých hodinách drží vysoko i tehdy, když část dne pomáhá levnější fotovoltaika.
Proč zdražení teprve přijde
Velkoobchodní ceny energií jsou v ČR na dvouletých maximech, ale koncové ceníky se přeceňují postupně. Dodavatelé nakupují elektřinu dopředu po částech. Pokud se drahé forwardy a spotové ceny udrží déle, promítnou se do produktů pro rok 2027. Zákazník s fixací do konce roku proto může mít dnes relativně klid, zatímco nový ceník po doběhu smlouvy už bude stavět na dražší nákupní ceně.
Rozdíl je vidět i na spotových produktech. Spotová cena může během dne spadnout výrazně níž, například při vysoké výrobě fotovoltaiky a nižší spotřebě. Ve večerní špičce však může vyskočit na několikanásobek denního minima. U spotového tarifu proto nerozhoduje jen roční spotřeba, ale i profil odběru. Domácnost s bojlerem, baterií nebo elektromobilem má větší prostor přesunout odběr do levnějších hodin než domácnost, která většinu spotřeby realizuje ráno a večer.
Český vítr přešlapuje na místě
Česká větrná energetika je slabým článkem. Podle statistik ČSVE dosáhl instalovaný výkon větrných elektráren v ČR ke konci roku 2025 pouze 377,9 MW. Pro srovnání, fotovoltaika byla ve stejném roce na 4 740,1 MW. Větrné zdroje tak zůstávají řádově menší částí českého mixu, přestože v zimě a v noci umí vyrábět právě tehdy, kdy fotovoltaika nepomáhá.
Zaostávání je patrné hlavně ve dvou oblastech. První je povolování a územní plánování. Projekty často narážejí na dlouhé procesy, odpor části obcí, nejasné podmínky a pomalé vymezování akceleračních oblastí. Druhá oblast je připojování a systémová integrace. Síť musí zvládnout nové zdroje, akumulaci, řízení výkonu a flexibilitu. Pokud stát urychlí jen jednu část procesu, výstavba se stejně zasekne jinde.
Dopad na cenu je nepřímý, ale významný. Každá MWh z větru v hodinách vysoké poptávky snižuje potřebu dražších zdrojů. Česko tak neplatí jen za elektřinu, kterou nemá z větru, ale i za vyšší závislost na cenotvorných fosilních zdrojích v regionu.
Praktický příklad pro firmu
Uvažujme menší výrobní firmu se spotřebou 500 MWh ročně. Pokud nakupuje silovou elektřinu za 100 EUR/MWh, roční náklad je 50 000 EUR. Při ceně 150 EUR/MWh už jde o 75 000 EUR. Rozdíl 25 000 EUR, tedy při kurzu 25 Kč/EUR asi 625 000 Kč ročně, přichází ještě před započtením distribuce, daní a dalších položek.
Firma s fotovoltaikou o roční výrobě 120 MWh a vlastní spotřebou 80 % může při tržní hodnotě elektřiny 150 EUR/MWh snížit nákup přibližně o 96 MWh, tedy o 14 400 EUR ročně. Pokud neumí vše spotřebovat v místě, nastupuje sdílení elektřiny. Přebytek z výrobní haly lze směřovat například do kanceláří, skladu nebo provozovny ve stejné skupině.
Právě zde začínají dávat smysl digitální nástroje pro řízení alokace a vyhodnocení. Řešení jako Smart Energy Share pomáhá organizovat sdílení elektřiny mezi odběrnými místy, sledovat výrobu a spotřebu a lépe využít elektřinu v čase, kdy má nejvyšší ekonomickou hodnotu. Hledaný výraz sdílení elektřiny platforma proto není jen marketingová fráze, ale popis reálné potřeby firem, obcí i bytových domů.
Co sledovat a jak reagovat
Zákazníci by měli sledovat tři ukazatele. První je cena na denním trhu OTE, dostupná na webu OTE. Druhý je cena plynu TTF, protože určuje tlak na drahé hodiny. Třetí je vlastní odběrový profil, ideálně po čtvrthodinách.
Praktické kroky jsou poměrně jasné: nefixovat bez porovnání více scénářů, u spotových tarifů přesouvat spotřebu mimo špičku, vyhodnotit baterii podle skutečných cenových rozdílů, ne podle průměrné ceny, a u firem řešit lokální výrobu společně s řízením spotřeby. Pro komunitní projekty je důležité postupovat podle pravidel ERÚ; přehled ke sdílení elektřiny a energetickým společenstvím zveřejňuje Energetický regulační úřad.
Výhled: drahá elektřina nezmizí sama
Výhled do dalších měsíců zůstává napjatý. Pokud se plyn udrží nad 75 EUR/MWh a Evropa půjde do zimy s nižšími zásobami, bude elektřina citlivá na každou epizodu bezvětří, mrazu nebo výpadku většího zdroje. Naopak rychlejší rozvoj větru, akumulace, flexibility a sdílení může tlak na ceny tlumit.
Závěr je praktický: čekání na návrat levné elektřiny z let před krizí je slabá strategie. Domácnosti, firmy i obce by měly začít měřit spotřebu, vyhodnotit smlouvy, připravit vlastní výrobu a zapojit sdílení tam, kde dává ekonomický smysl. Kdo začne řídit energii aktivně, nebude jen pasivně přebírat další zdražení.