Proč v roce 2026 hybridizovat solární elektrárnu

Fotovoltaická elektrárna vyrábí právě tehdy, když vyrábějí i všechny ostatní. Proto za svou energii dostává stále méně. Baterie nezmění, kdy vychází slunce, ale změní, kdy se vyrobená energie prodá.

Problém: slunce má malou cenu

V roce 2024 se investice do fotovoltaiky ve Španělsku prakticky zastavily. Příčina nebyla technická, ale cenová. Při tak velkém instalovaném solárním výkonu se polední hodiny zaplní nabídkou a cena na denním trhu klesne na nulu nebo velmi blízko k ní.

Tržní data za rok 2024, která jsme v BK shromáždili, to dobře shrnují:

• 26 % hodin v roce s cenou pod 10 €/MWh.
• 68 % dní s rozdílem více než 50 €/MWh mezi hodinami téhož dne.
• 25 % dní s cenami nad 90 €/MWh.

Pro solární elektrárnu je výsledkem průměrná realizovaná cena kolem 35 €/MWh v roce 2024, přičemž ve dvou celých měsících pod 10 €/MWh vyrobila téměř 20 % své roční energie. K tomu se přidává omezování výroby (curtailment): energie, kterou by elektrárna mohla vyrobit, ale síť ji nepřijme.

Problémem není nedostatek energie. Problém je, že v poledne jí je nadbytek a v osm večer chybí.

Den má stále drahé hodiny. Například 23. září 2026 denní trh zaznamenal 15 €/MWh ve 13:00 a 263,9 €/MWh ve 20:00.

Co dělá dvouhodinová baterie

Baterie u elektrárny – ve stejném místě připojení – uloží část polední výroby a dodá ji do sítě v hodinách s nejvyšší cenou. S dobou trvání 2 hodiny (například 1 MW a 2 MWh) pokryje večerní špičku, kde se nachází většina hodnoty.

• Zvyšuje realizovanou cenu: energie se prodává za odpolední, nikoli polední cenu.
• Snižuje omezování výroby: to, co síť v poledne nepřijme, se uloží, místo aby přišlo nazmar.
• Přidává noční cyklus: baterie může nabíjet i v levných nočních hodinách a vybíjet v ranní špičce.
• Snižuje volatilitu: elektrárna je méně závislá na ceně ve slunečných hodinách.

To vše bez žádosti o novou přístupovou kapacitu: elektrárna a baterie sdílejí již přidělený vývod výkonu.

Čísla

Simulujeme efekt přidání dvouhodinového systému k fotovoltaické elektrárně při reálných cenách každého roku, pouze s arbitráží a nočním cyklem: bez podpůrných služeb a kapacity. Dodatečné tržby rostou každým rokem, jak se zvětšují cenové rozdíly a na OMIE se objevují nulové ceny.

Z hlediska návratnosti je příklad, který používáme v našich studiích z roku 2024, jednoznačný. Při cenách z toho roku dosahovala solární elektrárna bez baterie IRR 1–2 %. Stejná elektrárna po hybridizaci, s vyšší investicí, stoupla na 3–5 % z tohoto kapitálu. S příjmy z kapacity se odhadované rozpětí posunulo na 5–12 %.

Orientační údaje. Pocházejí ze studií BK Energies z roku 2024 pro menší FV elektrárny (v řádu 1 MWp) a dvouhodinový systém. Každá elektrárna má svůj profil výroby, místo připojení a náklady; před investicí je nutné zpracovat studii konkrétního případu.

Kolik to stojí?

V našich rozpětích pro roky 2024–2025 se náklady na instalaci úložiště a technické úpravy pohybovaly mezi 0,22 a 0,30 €/Wh, přičemž cena za Wh s rostoucí velikostí systému klesá. K tomu je třeba připočíst povolovací řízení pro přechod z FV na FV + baterie (15 000–30 000 € na elektrárnu podle velikosti) a záruku 20 000 €/MWh, vratnou po dokončení výstavby. Ceny zařízení se rychle mění: vyžádejte si od nás aktuální údaj.

Kapacitní mechanismus

Třetí zdroj příjmů může návratnost ovlivnit nejvíce: platba za pevný výkon dostupný ve chvíli, kdy ho soustava potřebuje. Na jiných evropských trzích už funguje. V Německu v září 2024 kombinace různých trhů se službami vynesla až 19 000 €/MW za jediný měsíc.

Ve Španělsku kapacitní mechanismus stále prochází schvalováním a jeho harmonogram závisí na definitivním schválení a na vyhlášených aukcích. Víme však, jak tyto trhy obvykle fungují: nejlepší ceny získávají první provozovaná aktiva. Mít elektrárnu hybridizovanou a v provozu před první aukcí je nejlepší výchozí pozice.

Regulace už hraje do karet

Hlavní brzdou hybridizace elektráren s regulovanou podporou byla ztráta části těchto příjmů při ukládání energie. RD 917/2025 to řeší: od 1. ledna 2026 dostává elektrárna zaplaceno za veškerou vyrobenou energii, i když část jde do baterie, a zachovává si svá povolení k přístupu a připojení.

Jak na to

1. Studie. Skutečná výroba elektrárny, cenová křivka, omezování výroby a limity místa připojení. Z toho vychází výkon a doba trvání baterie.
2. Povolovací řízení. Žádost o hybridizaci, odběrné místo, zjednodušené EIA (DIA), záruky a licence. U elektráren v provozu revize využití pozemků.
3. Realizace. Inženýring, dodávka, instalace a uvedení do provozu s integrovaným EMS a regulátorem elektrárny (PPC).
4. Provoz. EMS každý den rozhoduje, kdy nabíjet a kdy prodávat, na základě predikce cen a výroby, s možností ručního ovládání.

Podívejte se na reálný příklad: hybridizace 5 MWh v Ocaña (Toledo). Nebo se podívejte, jak přistupujeme k hybridizaci FVE + BESS.