Hvorfor hybridisere et solkraftverk i 2026

Et solkraftverk produserer akkurat når alle de andre også produserer. Derfor får det stadig mindre betalt for energien sin. Et batteri endrer ikke når solen står opp, men det endrer når produksjonen selges.

Problemet: solen er lite verdt

I 2024 stoppet investeringene i solkraft i Spania praktisk talt opp. Årsaken var ikke teknisk, men prisen. Med så mye installert solkraft fylles de midterste timene av døgnet med tilbud, og prisen i døgnmarkedet faller til null eller nesten null.

Markedsdataene for 2024 som vi i BK har samlet, oppsummerer det godt:

• 26 % av årets timer med pris under 10 €/MWh.
• 68 % av dagene med en forskjell på mer enn 50 €/MWh mellom timer samme dag.
• 25 % av dagene med priser over 90 €/MWh.

For et solkraftverk blir resultatet en gjennomsnittlig oppnådd pris på rundt 35 €/MWh i 2024, med to hele måneder under 10 €/MWh oppnådd pris, der anlegget produserte nesten 20 % av sin årlige energi. I tillegg kommer avkorting (curtailment): energi anlegget kunne ha produsert, men som nettet ikke tar imot.

Problemet er ikke mangel på energi. Problemet er at det er for mye midt på dagen og for lite klokken åtte om kvelden.

Døgnet har fortsatt dyre timer. Den 23. september 2026 lå døgnmarkedet for eksempel på 15 €/MWh kl. 13.00 og 263,9 €/MWh kl. 20.00.

Hva et batteri på 2 timer gjør

Et batteri ved siden av anlegget, i samme tilknytningspunkt, lagrer en del av middagsproduksjonen og mater den inn i nettet i timene med høyest pris. Med en varighet på 2 timer (for eksempel 1 MW og 2 MWh) dekker det kveldstoppen, som er der mesteparten av verdien ligger.

• Øker oppnådd pris: energien selges til kveldspris, ikke middagspris.
• Reduserer avkortingen: det nettet ikke tar imot midt på dagen, lagres i stedet for å gå tapt.
• Legger til en nattsyklus: batteriet kan også lade i de billige nattetimene og lade ut på morgentoppen.
• Reduserer volatiliteten: anlegget blir mindre avhengig av prisen i soltimene.

Alt dette uten å søke om ny nettkapasitet: anlegget og batteriet deler innmatingskapasiteten som allerede er tildelt.

Tallene

Vi simulerte effekten av å legge til et system på 2 timer i et solkraftverk med hvert års reelle priser, kun med arbitrasje og nattsyklus: uten balansetjenester eller kapasitet. Merinntekten øker hvert år etter hvert som prisforskjellene vokser og nullprisene dukker opp i OMIE.

Når det gjelder lønnsomhet, er eksempelet vi brukte i studiene våre fra 2024, tydelig. Med det årets priser ga et solkraftverk uten batteri en IRR på 1–2 %. Det samme anlegget hybridisert, med en større investering, steg til 3–5 % på den kapitalen. Med kapasitetsinntekter økte det estimerte intervallet til 5–12 %.

Veiledende tall. De kommer fra studier BK Energies gjorde i 2024 for små solkraftverk (rundt 1 MWp) og et system på 2 timer. Hvert anlegg har sin egen produksjonsprofil, sitt tilknytningspunkt og sine kostnader; før man investerer, må det gjøres en studie av det konkrete tilfellet.

Hva koster det?

I våre intervaller for 2024–2025 lå installasjonen av energilagringen og de tekniske endringene på mellom 0,22 og 0,30 €/Wh, med en kostnad per Wh som synker når systemet blir større. I tillegg kommer konsesjonsarbeidet for å gå fra PV til PV + batterier (15 000–30 000 € per anlegg, avhengig av størrelse) og en garanti på 20 000 €/MWh som kan tilbakebetales etter byggingen. Utstyrsprisene endrer seg raskt: be oss om et oppdatert tall.

Kapasitetsmekanismen

Den tredje inntektskilden er den som kan påvirke lønnsomheten mest: å få betalt for å ha fast effekt tilgjengelig når systemet trenger den. I andre europeiske markeder fungerer dette allerede. I Tyskland betalte kombinasjonen av ulike markeder for systemtjenester i september 2024 opptil 19 000 €/MW på én enkelt måned.

I Spania er kapasitetsmekanismen fortsatt under behandling, og tidsplanen avhenger av endelig godkjenning og av auksjonene som utlyses. Det vi derimot vet, er hvordan slike markeder pleier å fungere: de første anleggene i drift kaprer de beste prisene. Å ha anlegget hybridisert og i drift før den første auksjonen er den beste posisjonen.

Regelverket er nå på plass

Det store hinderet for å hybridisere anlegg med regulert godtgjøring var at man mistet en del av inntektene ved å lagre. RD 917/2025 løser dette: fra 1. januar 2026 får anlegget betalt for all energien det produserer, selv om en del går til batteriet, og det beholder tillatelsene for nettilgang og tilknytning.

Slik gjøres det

1. Studie. Anleggets faktiske produksjon, priskurve, avkorting og begrensninger i tilknytningspunktet. Ut fra dette fastsettes batteriets effekt og varighet.
2. Konsesjonsarbeid. Søknad om hybridisering, forbrukspunkt, forenklet miljøkonsekvensvurdering (DIA), garantier og lisenser. For anlegg i drift: gjennomgang av arealbruken.
3. Gjennomføring. Prosjektering, leveranse, installasjon og idriftsettelse, med EMS og anleggskontroller (PPC) integrert.
4. Drift. EMS-et bestemmer hver dag når det skal lades og når det skal selges, basert på pris- og produksjonsprognoser, med mulighet for manuell drift.

Se et reelt eksempel: hybridiseringen på 5 MWh i Ocaña (Toledo). Eller se hvordan vi angriper PV + BESS-hybridisering.