Francouzský provozovatel přenosové soustavy slibuje opravit trh s regulační elektřinou do poloviny června — a proč by vás to mělo zajímat i v Česku

Francouzský trh s regulační elektřinou se v posledních týdnech choval podivně. Ceny balancingových produktů skákaly nekontrolovatelně, účastníci si stěžovali na systematické zkreslení výsledků aukcí a obchodníci nevěděli, jak nacenit flexibilitu svých aktiv. RTE (Réseau de Transport d'Électricité), francouzský provozovatel přenosové soustavy, to přiznal a veřejně se zavázal k opravě do poloviny června 2026. Tohle není jen francouzský problém — je to výstražný příznák celého evropského systému, který se snaží integrovat obnovitelné zdroje do trhů designovaných pro elektřiny z uhlí a jádra.

A teď přijde ta část, která vás jako majitele baterie, FVE nebo flexibilního odběru bude zajímat konkrétně.

Co se vlastně rozbilo v Paříži

RTE provozuje jeden z největších elektroenergetických systémů v Evropě. Francie má přes 60 GW instalovaného jaderného výkonu, ale v posledních letech k tomu přibývají gigawatty větrníků a solárů, jejichž výkon kolísá. Balancingový trh — tedy trh s regulační elektřinou — slouží k tomu, aby TSO mohl v reálném čase vyrovnávat rozdíl mezi výrobou a spotřebou.

Problém, který RTE identifikoval, se týká konkrétně designu aukčního mechanismu pro mFRR (manual Frequency Restoration Reserve — manuální zálohy pro obnovení frekvence). V praxi: když systém potřebuje rychle přitáhnout nebo odebrat výkon, TSO aktivuje nabídky z tohoto trhu. Chyba v algoritmu způsobovala, že se systematicky vybíraly dražší nabídky namísto levnějších — a náklady šly na vrub celého systému, tedy i francouzských spotřebitelů.

Technická oprava zní jednoduše, ale v regulovaném prostředí to nikdy jednoduché není. Každá změna algoritmů musí projít konzultací, notifikací ACER (Agentura pro spolupráci energetických regulátorů) a implementací v reálném SCADA prostředí. Polovina června je ambiciózní termín.

Nordic signál: když plyn padá, padají i futures

Souběžně s francouzskou kauzou přichází zpráva ze severu. Nordické silové futures — konkrétně produkty na NASDAQ Commodities a EEX — pokračují v poklesu. Důvod je prostý: ceny zemního plynu klesají a severské vodní nádrže jsou nadprůměrně naplněné po jarním tání. Výsledek? Systémová cena na Nord Poolu se pohybuje výrazně pod průměrem posledních let.

Proč to zajímá obchodníky mimo Skandinávii? Protože evropské trhy jsou propojené. Ceny v Německu, Francii, ale i Česku a Slovensku reagují na nordický signal s určitým zpožděním a korelačním koeficientem. Když jsou nordické ceny nízko, stlačuje to spreadové produkty, arbitrážní příležitosti mezi uzly se zužují a obchodníci musí být kreativnější.

V kontextu intradenního obchodování na EPEX Spot to znamená, že volatilita day-ahead cen se v posledních týdnech snížila — ale intradenní výkyvy způsobené nepřesnou předpovědí větru a solárů zůstávají zajímavé.

Jak funguje intradenní trh — prakticky, bez zbytečné teorie

EPEX Spot provozuje kontinuální intradenní trh pro většinu zemí střední Evropy, včetně České republiky prostřednictvím propojení s OTE. Obchodování probíhá v hodinových a čtvrtihodinových produktech, přičemž se obchoduje průběžně až 60 minut před dodávkou.

Základní mechanismus: na day-ahead trhu se každý den v 12:00 uzavře aukce pro dodávku následujícího dne. Výsledná cena — v češtině nazývaná denní tržní cena — je referenčním bodem. Na intradenním trhu pak obchodníci korigují své pozice na základě aktuálního počasí, změn spotřeby nebo výpadků výroby.

Kde se dělají peníze? Ve spreadu. Pokud koupíte hodinu elektřiny za 50 EUR/MWh na day-ahead trhu a zároveň víte, že v tu hodinu bude silný vítr (nižší spotřeba záložních zdrojů, potenciálně záporné ceny), můžete pozici prodat zpět na intradenním trhu za 30 EUR/MWh — nebo naopak nakoupit levně a prodat dráže, když vítr ustane.

V Česku tento mechanismus funguje přes ČEPS jako TSO a OTE jako operátor trhu. Odchylky od sjednaného diagramu se zúčtovávají za ceny odchylek, které mohou být výrazně vyšší nebo nižší než tržní cena — a to je základ pro obchodování odchylek.

Záporné ceny a bateriová arbitráž: kde jsou reálné příležitosti

Záporné ceny elektřiny přestaly být raritou. V Německu, Francii i v České republice se v posledních dvou letech záporné hodinové ceny na day-ahead trhu vyskytly desítky hodin ročně. Typicky v neděli ráno na jaře nebo v létě, kdy solary jedou naplno a průmysl nepracuje.

Konkrétní číslo: v roce 2024 bylo v Německu přes 300 hodin se zápornou cenou na day-ahead trhu, průměrná záporná cena se pohybovala kolem -50 EUR/MWh. To znamená, že producenti platili za to, že někdo odebral jejich elektřinu.

Pro majitele bateriového úložiště je tohle čistá příležitost. Základní arbitráž vypadá takto:

Nabijte baterii v hodině záporné ceny (získáte platbu za odebranou energii, řekněme +30 EUR/MWh)
Vybijte baterii v hodině špičkové ceny (řekněme +80 EUR/MWh)
Spread: 110 EUR/MWh minus ztráty konverze (typicky 15-20 %) = reálný zisk okolo 85-90 EUR/MWh

Při baterii 100 kWh a jednom takto optimálně zvládnutém cyklu denně to vychází na přibližně 8-9 EUR denně — tedy zhruba 270 EUR měsíčně z jediného cyklu. Samozřejmě záporné ceny nenastávají každý den a optimální načasování vyžaduje přesnou předpověď.

Právě tady vstupuje do hry AI. Platforma SmartEnergyShare nabízí algoritmické obchodování pro bateriová úložiště BESS od 50 do 250 kW, přičemž systém automaticky identifikuje arbitrážní okna, nakupuje flexibilitu na intradenním trhu a reaguje na výzvy k aktivaci regulační elektřiny od ČEPS.

AI v obchodování s elektřinou: reálné nástroje, ne buzzwordy

Srovnání s akciovým trhem je lákavé, ale zavádějící. Akciový trh je primárně poháněn sentimentem, kvartálními výsledky a makroekonomickými signály. Energetický trh má fyzikální základ — elektřinu nelze skladovat ve velkém a musí se spotřebovat v okamžiku výroby. To vytváří předvídatelnější, ale zároveň rychlejší dynamiku.

Nejpoužívanější AI přístupy v energy tradingu:

Předpovědní modely: Gradient boosting (XGBoost, LightGBM) nebo LSTM sítě trénované na historických cenách, počasí, zatížení sítě a plánech výroby. Přesnost předpovědi intradenní ceny na 4 hodiny dopředu se u nejlepších modelů pohybuje okolo 85-90 % v klidných podmínkách — ale při extrémních událostech (výpadek elektrárny, nečekané počasí) model selhává stejně jako všichni ostatní.

Optimalizační algoritmy: Pro bateriová úložiště se používají lineární programování a Mixed Integer Programming (MIP) k nalezení optimálního harmonogramu nabíjení/vybíjení s ohledem na opotřebení baterií, síťové poplatky a tržní příležitosti.

Reinforcement learning: Experimentálně se nasazuje pro adaptivní strategie, které se učí z vlastních chyb v reálném obchodování. Výhoda oproti statickým modelům: RL agent se dokáže adaptovat na změny tržního designu — přesně takové, jaké teď zavádí RTE ve Francii.

Reálné číslo: správně nastavený AI obchodní systém pro baterii 100 kWh v českých podmínkách může generovat přidanou hodnotu 2 000 až 8 000 Kč měsíčně oproti pasivnímu modelu (pouze vlastní spotřeba). Horní hranice je dosažitelná jen při kombinaci day-ahead arbitráže, intradenního obchodování a účasti v regulačních službách ČEPS.

Více o tom, jak technologie mění energetické obchodování, najdete na electricshare.cz.

Co francouzská oprava znamená pro středoevropský trh

Vraťme se k RTE. Oprava balancingového trhu do poloviny června není jen technická záležitost. Jde o signál, jak se bude vyvíjet regulatorní prostředí v celé Evropě.

ACER a ENTSO-E (Evropská síť provozovatelů přenosových soustav) tlačí na harmonizaci balancingových trhů přes iniciativu PICASSO (pro aFRR) a MARI (pro mFRR). Francie je klíčovým uzlem — pokud RTE vyřeší svůj problém s mFRR algoritmem, ostatní TSO to budou moci replikovat nebo se z toho poučit.

Pro Česko konkrétně: ČEPS je zapojen do MARI projektu a české trhy regulačních záloh jsou čím dál více propojené s francouzskými, německými a rakouskými. Větší likvidita = lepší ceny pro poskytovatele flexibility = více příležitostí pro baterie, flexibilní průmyslové odběry a zprostředkovatele.

Paralelně klesající nordické futures naznačují, že letní sezóna bude mít nižší průměrné ceny — ale vyšší volatilitu v intradenním pásmu. Pro arbitražéry to může být přechodně výhodné, pro výrobce s fixními kontrakty méně.

Detailnější pohled na sdílení energie a komunitní energetiku v kontextu těchto tržních změn najdete na sdilenienergie.info.

Jak z toho profitovat — praktický závěr

Pokud máte FVE, baterii nebo flexibilní odběr a ještě neobchodujete na energetickém trhu, přicházíte o peníze. Není to extrémní prohlášení — je to matematika.

Průměrný majitel FVE s baterií 10 kWh, který ji optimálně obchoduje přes zprostředkovatele, získá ročně 15 000–40 000 Kč navíc oproti modelu "vyrobím, spotřebuji, přebytek prodám za výkupní cenu." Závisí to na lokalitě, velikosti instalace a konkrétním tržním přístupu.

Vstupní bariéra klesá. Zprostředkovatelé jako SmartEnergyShare umožňují sdružit malé baterie do virtuálních elektráren (VPP), které pak obchodují na ČEPS jako jeden velký blok. Jednotlivec s baterií 10 kWh sám ČEPS neosloví — ale VPP složené ze stovky takových baterií ano.

Francouzský problém s balancingem, nordický pokles futures a obecná harmonizace evropských trhů — to vše ukazuje stejným směrem: trh s flexibilitou poroste, příležitostí bude více a technologie pro jejich využití jsou dostupnější než kdy dříve.

Kdo vstoupí teď, bude mít výhodu zkušeností, až se trh plně rozvine. Kdo počká na "lepší časy," zjistí, že lepší časy jsou právě teď.