Dlaczego warto zhybrydyzować farmę fotowoltaiczną w 2026 r.

Farma fotowoltaiczna produkuje dokładnie wtedy, gdy produkują wszystkie inne. Dlatego otrzymuje za swoją energię coraz mniej. Bateria nie zmieni pory wschodu słońca, ale zmienia moment sprzedaży wyprodukowanej energii.

Problem: słońce jest mało warte

W 2024 r. inwestycje w fotowoltaikę w Hiszpanii praktycznie stanęły. Przyczyna nie była techniczna, lecz cenowa. Przy tak dużej mocy zainstalowanej w fotowoltaice środkowe godziny dnia zalewa podaż, a cena na rynku dnia następnego spada do zera lub prawie do zera.

Dobrze podsumowują to dane rynkowe z 2024 r. zebrane przez BK:

• 26% godzin w roku z ceną poniżej 10 €/MWh.
• 68% dni z różnicą ponad 50 €/MWh między godzinami tego samego dnia.
• 25% dni z cenami powyżej 90 €/MWh.

Dla farmy fotowoltaicznej skutkiem jest średnia uzyskiwana cena na poziomie ok. 35 €/MWh w 2024 r., z dwoma pełnymi miesiącami poniżej 10 €/MWh, w których elektrownia wyprodukowała prawie 20% rocznej energii. Do tego dochodzą ograniczenia produkcji (curtailment): energia, którą elektrownia mogłaby wytworzyć, ale której sieć nie przyjmuje.

Problemem nie jest brak energii. Problem w tym, że w południe jest jej za dużo, a o ósmej wieczorem za mało.

W ciągu dnia wciąż są drogie godziny. Na przykład 23 września 2026 r. rynek dnia następnego wyznaczył 15 €/MWh o 13:00 i 263,9 €/MWh o 20:00.

Co robi bateria 2-godzinna

Bateria przy elektrowni – w tym samym punkcie przyłączenia – magazynuje część produkcji z południa i oddaje ją do sieci w godzinach najwyższych cen. Przy czasie pracy 2 godzin (np. 1 MW i 2 MWh) pokrywa wieczorny szczyt, w którym kryje się większość wartości.

• Podnosi uzyskiwaną cenę: energia jest sprzedawana po cenie wieczornej, a nie południowej.
• Ogranicza straty produkcji: to, czego sieć nie przyjmuje w południe, jest magazynowane zamiast tracone.
• Dodatkowy cykl nocny: bateria może również ładować się w tanich godzinach nocnych i rozładowywać w porannym szczycie.
• Zmniejsza zmienność: elektrownia mniej zależy od ceny w godzinach słonecznych.

Wszystko to bez ubiegania się o nową moc przyłączeniową: elektrownia i bateria współdzielą już przyznaną moc wyprowadzenia.

Liczby

Symulujemy efekt dodania systemu 2-godzinnego do farmy fotowoltaicznej przy rzeczywistych cenach z każdego roku, wyłącznie z arbitrażem i cyklem nocnym: bez usług bilansujących i rynku mocy. Dodatkowe przychody rosną z roku na rok, w miarę jak zwiększają się różnice cen i pojawiają się ceny zerowe na OMIE.

Jeśli chodzi o opłacalność, przykład z naszych analiz z 2024 r. jest jednoznaczny. Przy ówczesnych cenach farma fotowoltaiczna bez baterii osiągała IRR na poziomie 1–2%. Ta sama elektrownia po hybrydyzacji, przy wyższej inwestycji, osiągała 3–5% od tego kapitału. Z przychodami z rynku mocy szacowany przedział rósł do 5–12%.

Dane orientacyjne. Pochodzą z analiz BK Energies z 2024 r. dla małych farm PV (rzędu 1 MWp) i systemu 2-godzinnego. Każda elektrownia ma własny profil produkcji, punkt przyłączenia i koszty; przed inwestycją należy przeprowadzić analizę konkretnego przypadku.

Ile to kosztuje?

W naszych przedziałach z lat 2024–2025 koszt instalacji magazynu i modyfikacji technicznych wynosił od 0,22 do 0,30 €/Wh, przy czym koszt na Wh spada wraz ze wzrostem systemu. Do tego dochodzą procedury administracyjne przejścia z PV na PV + baterie (15 000–30 000 € na elektrownię, w zależności od wielkości) oraz gwarancja w wysokości 20 000 €/MWh, zwracana po zakończeniu budowy. Ceny urządzeń szybko się zmieniają: prosimy zapytać nas o aktualną wycenę.

Rynek mocy

Trzecie źródło przychodów może najbardziej wpłynąć na opłacalność: wynagrodzenie za dyspozycyjną moc dostępną wtedy, gdy system jej potrzebuje. Na innych rynkach europejskich to już działa. W Niemczech we wrześniu 2024 r. połączenie różnych rynków usług przyniosło nawet 19 000 €/MW w ciągu jednego miesiąca.

W Hiszpanii rynek mocy jest nadal w trakcie wdrażania, a jego harmonogram zależy od ostatecznego zatwierdzenia i ogłoszonych aukcji. Wiadomo natomiast, jak zwykle działają takie rynki: pierwsze działające aktywa uzyskują najlepsze ceny. Zhybrydyzowana i działająca elektrownia przed pierwszą aukcją to najlepsza pozycja wyjściowa.

Regulacje już sprzyjają

Największą przeszkodą w hybrydyzacji elektrowni z regulowanym wynagrodzeniem była utrata części tych przychodów przy magazynowaniu. RD 917/2025 rozwiązuje ten problem: od 1 stycznia 2026 r. elektrownia otrzymuje wynagrodzenie za całą wytworzoną energię, nawet jeśli jej część trafia do baterii, i zachowuje warunki przyłączenia do sieci.

Jak to się robi

1. Analiza. Rzeczywista produkcja elektrowni, krzywa cen, ograniczenia produkcji i limity punktu przyłączenia. Na tej podstawie określa się moc i czas pracy baterii.
2. Procedury. Wniosek o hybrydyzację, punkt poboru, uproszczona ocena oddziaływania na środowisko (DIA), gwarancje i pozwolenia. W działających elektrowniach – weryfikacja przeznaczenia gruntu.
3. Realizacja. Inżynieria, dostawa, montaż i uruchomienie, ze zintegrowanym EMS i sterownikiem elektrowni (PPC).
4. Eksploatacja. EMS codziennie decyduje, kiedy ładować, a kiedy sprzedawać, na podstawie prognoz cen i produkcji, z możliwością pracy w trybie ręcznym.

Proszę zobaczyć realny przykład: hybrydyzację 5 MWh w Ocaña (Toledo). Albo sprawdzić, jak podchodzimy do hybrydyzacji PV + BESS.