Waarom een zonnepark hybridiseren in 2026

Een zonnepark produceert precies wanneer alle andere ook produceren. Daarom krijgt het steeds minder voor zijn energie. Een batterij verandert niet wanneer de zon opkomt, maar wel wanneer de productie wordt verkocht.

Het probleem: zonne-energie is weinig waard

In 2024 kwam de investering in zonne-energie in Spanje vrijwel tot stilstand. De oorzaak was niet technisch, maar de prijs. Met zoveel geïnstalleerd zonnevermogen raken de middaguren overspoeld met aanbod en zakt de prijs op de day-aheadmarkt naar nul of bijna nul.

De marktdata van 2024 die we bij BK hebben verzameld, vatten het goed samen:

• 26% van de uren van het jaar met een prijs onder 10 €/MWh.
• 68% van de dagen met een verschil van meer dan 50 €/MWh tussen uren van dezelfde dag.
• 25% van de dagen met prijzen boven 90 €/MWh.

Voor een zonnepark is het resultaat een gemiddelde gerealiseerde prijs van rond 35 €/MWh in 2024, met twee volledige maanden onder 10 €/MWh waarin het bijna 20% van zijn jaarproductie opwekte. Daarbij komt curtailment: energie die de installatie zou kunnen produceren, maar die het net niet opneemt.

Het probleem is geen tekort aan energie. Het is een overschot rond het middaguur en een tekort om acht uur 's avonds.

De dag kent nog steeds dure uren. Op 23 september 2026 noteerde de day-aheadmarkt bijvoorbeeld 15 €/MWh om 13.00 uur en 263,9 €/MWh om 20.00 uur.

Wat een batterij van 2 uur doet

Een batterij naast de installatie — op hetzelfde aansluitpunt — slaat een deel van de middagproductie op en levert die aan het net in de uren met de hoogste prijs. Met een opslagduur van 2 uur (bijvoorbeeld 1 MW en 2 MWh) dekt ze de avondpiek, waar het grootste deel van de waarde zit.

• Hogere gerealiseerde prijs: de energie wordt verkocht tegen de avondprijs, niet tegen de middagprijs.
• Minder curtailment: wat het net rond het middaguur niet opneemt, wordt opgeslagen in plaats van verloren te gaan.
• Voeg een nachtcyclus toe: de batterij kan ook laden in de goedkope nachturen en ontladen tijdens de ochtendpiek.
• Minder volatiliteit: de installatie is minder afhankelijk van de prijs tijdens de zonne-uren.

En dat alles zonder nieuwe toegangscapaciteit aan te vragen: de installatie en de batterij delen de transportcapaciteit die al was toegekend.

De cijfers

We simuleren het effect van het toevoegen van een systeem van 2 uur aan een zonnepark met de echte prijzen van elk jaar, alleen met arbitrage en nachtcyclus: zonder balanceringsdiensten of capaciteit. De extra omzet groeit elk jaar, naarmate de prijsverschillen toenemen en er nulprijzen verschijnen op OMIE.

Qua rendement is het voorbeeld dat we in onze studies van 2024 gebruiken duidelijk. Met de prijzen van dat jaar bleef een zonnepark zonder batterij steken op een IRR van 1–2%. Dezelfde installatie gehybridiseerd, met een hogere investering, steeg naar 3–5% op dat kapitaal. Met capaciteitsinkomsten verschoof de geschatte bandbreedte naar 5–12%.

Indicatieve cijfers. Ze komen uit studies van BK Energies uit 2024 voor kleine PV-installaties (in de orde van 1 MWp) en een systeem van 2 uur. Elke installatie heeft haar eigen productieprofiel, aansluitpunt en kosten; vóór een investering moet de concrete situatie worden bestudeerd.

Wat kost het?

In onze bandbreedtes voor 2024–2025 lagen de installatie van de opslag en de technische aanpassingen tussen 0,22 en 0,30 €/Wh, met een kostprijs per Wh die daalt naarmate het systeem groter wordt. Daarbij komen de vergunningen om van PV naar PV + batterijen te gaan (€ 15.000–30.000 per installatie, afhankelijk van de omvang) en een bankgarantie van 20.000 €/MWh, die na de bouw wordt terugbetaald. De prijzen van apparatuur veranderen snel: vraag ons naar een actueel cijfer.

Het capaciteitsmechanisme

De derde inkomstenbron kan het rendement het sterkst beïnvloeden: betaald worden voor het beschikbaar houden van vast vermogen wanneer het systeem dat nodig heeft. In andere Europese markten werkt dat al. In Duitsland betaalde de combinatie van verschillende markten voor systeemdiensten in september 2024 tot 19.000 €/MW in één maand.

In Spanje is het capaciteitsmechanisme nog in behandeling en de planning hangt af van de definitieve goedkeuring en van de veilingen die worden uitgeschreven. Wat we wel weten, is hoe zulke markten doorgaans werken: de eerste operationele assets halen de beste prijzen. De installatie gehybridiseerd en in bedrijf hebben vóór de eerste veiling is de beste uitgangspositie.

De regelgeving werkt nu mee

De grote rem op het hybridiseren van installaties met gereguleerde vergoeding was het verlies van een deel van die inkomsten bij opslag. Het RD 917/2025 lost dat op: sinds 1 januari 2026 wordt de installatie vergoed voor alle energie die ze opwekt, ook als een deel naar de batterij gaat, en behoudt ze haar toegangs- en aansluitvergunningen.

Hoe het werkt

1. Studie. Werkelijke productie van de installatie, prijscurve, curtailment en beperkingen van het aansluitpunt. Daaruit volgen het vermogen en de opslagduur van de batterij.
2. Vergunningen. Aanvraag voor hybridisatie, afnamepunt, vereenvoudigde milieueffectbeoordeling, garanties en vergunningen. Bij installaties in bedrijf: herziening van het grondgebruik.
3. Uitvoering. Engineering, levering, installatie en inbedrijfstelling, met het EMS en de power plant controller (PPC) geïntegreerd.
4. Exploitatie. Het EMS beslist elke dag wanneer er geladen en wanneer er verkocht wordt, met prijs- en productieprognoses, en met de optie om handmatig te sturen.

Bekijk een echt voorbeeld: de hybridisatie van 5 MWh in Ocaña (Toledo). Of lees hoe wij PV + BESS-hybridisatie aanpakken.