Perché ibridare un impianto solare nel 2026

Un impianto fotovoltaico produce proprio quando producono anche tutti gli altri. Per questo viene pagato sempre meno per la sua energia. Una batteria non cambia l'ora in cui sorge il sole, ma cambia quando si vende ciò che produce.

Il problema: il sole vale poco

Nel 2024 gli investimenti nel fotovoltaico in Spagna si sono praticamente fermati. La causa non è stata tecnica, ma il prezzo. Con così tanta potenza solare installata, le ore centrali della giornata si riempiono di offerta e il prezzo del mercato del giorno prima scende a zero o quasi.

I dati di mercato del 2024 raccolti da BK lo riassumono bene:

• 26% delle ore dell'anno con prezzo inferiore a 10 €/MWh.
• 68% dei giorni con una differenza di oltre 50 €/MWh tra le ore della stessa giornata.
• 25% dei giorni con prezzi superiori a 90 €/MWh.

Per un impianto solare, il risultato è un prezzo medio catturato intorno a 35 €/MWh nel 2024, con due mesi interi sotto i 10 €/MWh catturati, nei quali ha prodotto quasi il 20% della sua energia annua. A ciò si aggiungono i tagli di produzione (curtailment): energia che l'impianto potrebbe produrre ma che la rete non accetta.

Il problema non è la mancanza di energia. È che ce n'è troppa a mezzogiorno e manca alle otto di sera.

La giornata continua ad avere ore care. Il 23 settembre 2026, ad esempio, il mercato del giorno prima ha registrato 15 €/MWh alle 13:00 e 263,9 €/MWh alle 20:00.

Cosa fa una batteria da 2 ore

Una batteria accanto all'impianto, nello stesso punto di connessione, immagazzina parte della produzione di mezzogiorno e la immette in rete nelle ore di prezzo più alto. Con una durata di 2 ore (ad esempio 1 MW e 2 MWh) copre il picco serale, dove si concentra la maggior parte del valore.

• Aumenta il prezzo catturato: l'energia si vende al prezzo serale, non a quello di mezzogiorno.
• Riduce i tagli di produzione: ciò che la rete non accetta a mezzogiorno viene immagazzinato invece di andare perso.
• Aggiunge un ciclo notturno: la batteria può anche caricare nelle ore economiche della notte e scaricare nel picco del mattino.
• Riduce la volatilità: l'impianto dipende meno dal prezzo delle ore solari.

Il tutto senza richiedere nuova capacità di accesso: impianto e batteria condividono la capacità di immissione già concessa.

I numeri

Abbiamo simulato l'effetto dell'aggiunta di un sistema da 2 ore a un impianto fotovoltaico con i prezzi reali di ogni anno, solo con arbitraggio e ciclo notturno: senza servizi di bilanciamento né capacità. Il fatturato aggiuntivo cresce ogni anno, man mano che aumentano le differenze di prezzo e compaiono gli zeri su OMIE.

In termini di redditività, l'esempio che usiamo nei nostri studi del 2024 è chiaro. Con i prezzi di quell'anno, un impianto solare senza batteria si fermava a un TIR dell'1–2%. Lo stesso impianto ibridato, con un investimento maggiore, saliva al 3–5% su quel capitale. Con i ricavi da capacità, il range stimato passava al 5–12%.

Dati indicativi. Provengono da studi di BK Energies del 2024 per impianti FV di piccola taglia (nell'ordine di 1 MWp) e un sistema da 2 ore. Ogni impianto ha il proprio profilo di produzione, il proprio punto di connessione e i propri costi; prima di investire occorre realizzare lo studio del caso specifico.

Quanto costa?

Nei nostri range 2024–2025, l'installazione dell'accumulo e le modifiche tecniche si collocavano tra 0,22 e 0,30 €/Wh, con un costo per Wh che scende al crescere del sistema. A ciò si aggiungono il permitting per passare da FV a FV + batterie (15.000–30.000 € per impianto, a seconda della taglia) e una garanzia di 20.000 €/MWh, recuperabile dopo la costruzione. I prezzi delle apparecchiature cambiano rapidamente: ci chieda una cifra aggiornata.

Il meccanismo di capacità

La terza fonte di ricavo è quella che può incidere di più sulla redditività: essere pagati per avere potenza firm disponibile quando il sistema ne ha bisogno. In altri mercati europei funziona già. In Germania, nel settembre 2024, la combinazione di diversi mercati dei servizi è arrivata a pagare fino a 19.000 €/MW in un solo mese.

In Spagna il meccanismo di capacità prosegue il suo iter e il calendario dipende dall'approvazione definitiva e dalle aste che verranno indette. Ciò che sappiamo è come funzionano di solito questi mercati: i primi asset operativi catturano i prezzi migliori. Avere l'impianto ibridato e in funzione prima della prima asta è la posizione migliore.

La regolazione ora è dalla nostra parte

Il grande freno all'ibridazione degli impianti con remunerazione regolata era la perdita di parte di quei ricavi quando si accumulava energia. Il RD 917/2025 risolve il problema: dal 1° gennaio 2026 l'impianto viene remunerato per tutta l'energia che produce, anche se una parte va alla batteria, e mantiene i propri permessi di accesso e connessione.

Come si fa

1. Studio. Produzione reale dell'impianto, curva dei prezzi, tagli di produzione e limiti del punto di connessione. Da qui si ricavano la potenza e la durata della batteria.
2. Iter autorizzativo. Domanda di ibridazione, punto di consumo, VIA semplificata, garanzie e licenze. Negli impianti in esercizio, verifica dell'uso del suolo.
3. Esecuzione. Ingegneria, fornitura, installazione e messa in servizio, con l'EMS e il controllore d'impianto (PPC) integrati.
4. Gestione. L'EMS decide ogni giorno quando caricare e quando vendere, con previsione di prezzi e produzione, e possibilità di operare in manuale.

Guardi un esempio reale: l'ibridazione da 5 MWh a Ocaña (Toledo). Oppure scopra come impostiamo l'ibridazione FV + BESS.