Slovensko potrebuje nové zdroje elektriny. To však ešte neznamená, že každá plánovaná fotovoltická elektráreň predstavuje dobrú investíciu. Rozhodujúce nie je, koľko elektriny vyrobí, ale za akú cenu ju dokáže v čase výroby predať. A práve tu sa ekonomika veľkých FVE začína rozpadať.
Pri hodnotení fotovoltických projektov sa stále príliš často pracuje s priemernou baseloadovou cenou elektriny. Takýto prístup však výrazne skresľuje realitu.
Fotovoltická elektráreň nevyrába rovnomerne počas celého dňa ani roka. Hlavná výrobná sezóna sa začína približne v polovici marca a trvá do polovice októbra. Väčšina dennej produkcie sa zároveň sústreďuje medzi 9:00 a 18:30.
Práve v tomto čase však vyrábajú prakticky všetky fotovoltické elektrárne naraz. Rastúca ponuka elektriny tlačí dennú cenu nadol a postupne vytvára takzvaný kanibalizačný efekt.
Pre investora preto nie je rozhodujúca priemerná cena elektriny na trhu, ale capture price – skutočná priemerná cena dosiahnutá v čase, keď jeho elektráreň vyrába.
Čo ukazujú slovenské dáta
Na základe verejných 15-minútových cien denného trhu OKTE za obdobie od 10. marca do 8. augusta 2026 dosiahla priemerná baseloadová cena elektriny na Slovensku približne:
108,34 €/MWh.
Na prvý pohľad môže ísť o cenu, pri ktorej by ekonomika veľkej FVE vyzerala veľmi dobre. Fotovoltická elektráreň však túto cenu v priemere nedosahuje.
Po zohľadnení modelovaného výrobného profilu 1 MWp fotovoltickej elektrárne vychádza priemerná slovenská solárna capture price iba približne:
52,8 €/MWh.
FVE tak v sledovanom období získala iba približne 49 % priemernej baseloadovej ceny.
Rozdiel nie je spôsobený technickou kvalitou panelov. Je dôsledkom času výroby. Elektráreň vyrába najviac práve v hodinách, keď je elektriny na trhu najviac a jej cena býva najnižšia.
Jar ukázala skutočný problém
Vývoj v jednotlivých mesiacoch bol ešte výraznejší:
| Obdobie 2026 | Baseloadová cena | Capture price FVE | Capture rate |
| 10.–31. marec | 115,98 €/MWh | 72,37 €/MWh | 62 % |
| Apríl | 83,42 €/MWh | 27,86 €/MWh | 33 % |
| Máj | 96,96 €/MWh | 36,69 €/MWh | 38 % |
| Jún | 115,82 €/MWh | 59,53 €/MWh | 51 % |
| Júl | 118,60 €/MWh | 64,42 €/MWh | 54 % |
| 1.–8. august | 157,02 €/MWh | 86,53 €/MWh | 55 % |
Najkritickejší bol apríl. Hoci priemerná trhová cena dosiahla viac ako 83 €/MWh, modelovaná fotovoltická elektráreň získavala za svoju výrobu v priemere necelých 28 €/MWh.
To je zásadný rozdiel medzi tým, ako projekt vyzerá v prezentácii, a tým, ako môže fungovať v reálnej prevádzke.
Viac ako 227 hodín záporných cien
V sledovanom období sa na slovenskom dennom trhu objavilo približne 227 hodín so zápornou cenou elektriny.
Podľa modelovaného výrobného profilu pripadalo približne 16 % potenciálnej solárnej výroby na intervaly so zápornou cenou. Ak elektráreň v takomto čase pokračuje v dodávke do siete, za odovzdanú elektrinu nedostáva zaplatené. Naopak, za jej umiestnenie na trhu môže platiť.
Prevádzkovateľ preto potrebuje:
- spoľahlivé predikcie výroby,
- automatické riadenie výkonu,
- možnosť obmedziť alebo odstaviť výrobu,
- kvalitnú zmluvu s obchodníkom,
- prípadne batériové úložisko alebo riadenú spotrebu.
Bez aktívneho riadenia už veľká FVE nie je pasívnym výrobným aktívom. Stáva sa obchodne riadeným zdrojom vystaveným volatilite 15-minútového trhu.
Capture price stále nie je konečným príjmom
Ani približne 52,8 €/MWh nepredstavuje čistý výnos investora. Z tejto hodnoty treba odpočítať predovšetkým:
- náklady na odchýlku,
- maržu obchodníka alebo agregátora,
- náklady na predikciu a obchodovanie,
- poplatky súvisiace s prístupom na trh,
- straty a vlastnú spotrebu elektrárne,
- dôsledky záporných cien a obmedzovania výroby.
Náklady na odchýlku a obchodné služby môžu podľa konkrétnej zmluvy predstavovať približne 8 až 15 €/MWh. Konečný príjem výrobcu znižuje cena za prevzatie zodpovednosti za odchýlku, obchodná marža a prípadné ďalšie služby. Ich výška nie je na Slovensku jednotná a závisí od konkrétnej zmluvy, výrobného profilu, kvality predikcie a veľkosti zdroja.
Čistá realizačná cena sa tak môže dostať iba na úroveň:
38 až 45 €/MWh.
Ak investor započíta aspoň desaťpercentnú bezpečnostnú rezervu projektu, konzervatívna hodnota pre business plán môže klesnúť približne na:
34 až 41 €/MWh.
Pri takýchto cenách už nestačí konštatovať, že Slovensko potrebuje viac fotovoltiky. Investor musí preukázať, kto elektrinu kúpi, v ktorom čase, za akú cenu a kto ponesie riziko odchýlky a záporných cien.
Ako vyzerá ekonomika 1 MWp FVE
Pri veľkej pozemnej elektrárni možno orientačne pracovať s nasledujúcimi hodnotami:
| Parameter | Orientačný rozsah |
| Celková investícia | 650 000 – 900 000 €/MWp |
| Ročná výroba | 1 050 – 1 200 MWh |
| Čistá realizačná cena | 38 – 50 €/MWh |
| Ročné tržby | 40 000 – 60 000 € |
| O&M, nájom a poistenie | 12 000 – 22 000 € |
| Prevádzkový cash flow | približne 20 000 – 45 000 € |
| Jednoduchá návratnosť | približne 16 – 35 rokov |
Ide o zjednodušený pohľad pred financovaním, daňami, degradáciou panelov, výmenou meničov a prípadnými dodatočnými investíciami do pripojenia.
Pri celkovom CAPEX okolo 900 €/kWp a čisto trhovom predaji elektriny môže byť projekt bez dotácie, dlhodobého PPA alebo veľmi lacného pripojenia prakticky nebankovateľný.
Výsledná návratnosť vlastného kapitálu môže byť nižšia než výnos konzervatívnejších investičných nástrojov, pričom investor nesie technologické, cenové, regulačné aj prevádzkové riziko.
Agrovoltika má rovnakú cenu elektriny, ale vyššie náklady
Pri agrovoltike je situácia ešte komplikovanejšia. Vyvýšené konštrukcie, väčšie rozstupy, ochrana technológie, prístup poľnohospodárskej mechanizácie a náročnejšia realizácia zvyšujú investičné náklady.
CAPEX agrovoltického projektu sa môže pohybovať približne od 900 do 1 300 €/kWp, pri špeciálnych konštrukciách aj vyššie.
Elektrina z agrovoltiky však na trhu nedostáva automaticky vyššiu cenu. Vyrába v rovnakých solárnych hodinách a podlieha rovnakému kanibalizačnému efektu ako klasická pozemná FVE.
Agrovoltika preto potrebuje vytvárať aj inú hodnotu než samotnú výrobu elektriny, napríklad:
- ochranu plodín pred prehrievaním, suchom alebo krúpami,
- zníženie odparovania vody,
- zachovanie poľnohospodárskeho využitia pôdy,
- špecifickú dotačnú podporu,
- dlhodobý PPA,
- lokálnu spotrebu elektriny,
- kombináciu s batériovým úložiskom.
Bez dodatočného poľnohospodárskeho alebo dotačného prínosu môže mať agrovoltika ešte slabšiu energetickú ekonomiku ako štandardná veľká FVE.
Zachráni projekt batéria?
Batériové úložisko dokáže časť výroby presunúť z lacných obedných hodín do drahšej večernej špičky. Dokáže tiež zabrániť predaju počas záporných cien a znížiť náklady na odchýlku.
Ani batéria však nie je automatickou zárukou ekonomickej návratnosti.
Ak sa BESS využíva iba na presun solárnej výroby, počet atraktívnych cyklov je obmedzený sezónou, počasím a veľkosťou cenového spreadu.
Pri úložisku 1 MW/2 MWh, približne 250 solárnych cykloch ročne a čistom cenovom rozdiele 40 €/MWh môže hrubý ročný výnos zo samotného presunu solárnej výroby predstavovať iba približne 18 000 € – ešte pred započítaním strát, degradácie, servisu a vlastnej spotreby BESS.
Takýto výnos sám osebe nedokáže obhájiť investíciu v hodnote niekoľkých stoviek tisíc eur.
BESS preto musí fungovať počas celého roka a kombinovať viacero zdrojov príjmov:
- presun solárnej výroby,
- nabíjanie zo siete počas nízkych alebo záporných cien,
- predaj energie počas ranných a večerných špičiek,
- riadenie odchýlky,
- poskytovanie flexibility alebo podporných služieb,
- peak shaving,
- optimalizáciu rezervovanej kapacity,
- obmedzenie nákladov na pripojenie FVE.
Nie je preto správne tvrdiť, že každá FVE potrebuje batériu s výkonom minimálne 1 MW. Rozhodujúci je správny pomer výkonu a kapacity, dostupný príkon a výkon pripojenia, prevádzková stratégia, počet cyklov, degradácia a reálne dostupné trhové výnosy.
Megawatt nie je business model.
Kde fotovoltika na Slovensku stále dáva zmysel
Najlepšiu ekonomiku dnes nemá veľká FVE, ktorá všetku elektrinu anonymne predáva na spotovom trhu. Silnejší model predstavuje lokálny zdroj s vysokou vlastnou spotrebou.
Ak podnik elektrinu spotrebuje priamo v čase výroby, neporovnáva hodnotu FVE iba s capture price. Porovnáva ju s variabilnou cenou nakupovanej elektriny, prípadne aj s časťou súvisiacich poplatkov.
Ekonomicky zaujímavé preto zostávajú najmä:
- FVE dimenzované podľa reálnej štvrťhodinovej spotreby podniku.
- Priemyselné zdroje s vysokou dennou spotrebou a minimálnymi prebytkami.
- Projekty s dlhodobým PPA zohľadňujúcim solárny profil.
- FVE s existujúcim a cenovo výhodným pripojením.
- FVE kombinované s riadenou spotrebou, elektromobilitou alebo technologickými procesmi.
- FVE+BESS s celoročným revenue stackingom, nie iba so sezónnym ukladaním solárnych prebytkov.
Rozhodovať musia dáta, nie inštalované megawatty
Plány rozvoja fotovoltiky sa často prezentujú cez počet nových megawattov. Pre investora však nie je podstatné, koľko výkonu chce štát alebo trh vybudovať.
Podstatné je:
- akú hodnotu bude mať elektrina v čase výroby,
- koľko energie sa spotrebuje lokálne,
- koľko sa bude predávať do siete,
- aké budú náklady na odchýlku,
- koľko výroby pripadne na záporné ceny,
- či má projekt zabezpečený PPA,
- ako sa bude riadiť FVE a prípadné BESS,
- aké výnosy zostanú po započítaní všetkých nákladov.
Slovenské dáta za rok 2026 ukazujú jednoznačný trend. Cena solárneho profilu už nie je baseloadovou cenou elektriny a rozdiel medzi nimi môže rozhodnúť o úspechu alebo zlyhaní celej investície.
Veľká FVE bez vlastnej spotreby, dlhodobého odberateľa, podpory alebo flexibility je dnes na Slovensku veľmi slabým investičným modelom. Agrovoltika bez dodatočnej poľnohospodárskej hodnoty je ešte náročnejšia.
Batériové úložisko môže ekonomiku výrazne zlepšiť. Musí však byť výsledkom kvalitného výpočtu a prevádzkovej stratégie, nie univerzálnou položkou pridanou do projektu.
Pretože pri energetike nestačí vedieť, koľko megawattov chceme postaviť.
Musíme vedieť, kto, kedy a za koľko kúpi každú vyrobenú megawatthodinu.
Jozef Sarnóczay
Celá debata | RSS tejto debaty