Porquê hibridizar uma central solar em 2026

Uma central fotovoltaica produz precisamente quando todas as outras também produzem. Por isso recebe cada vez menos pela sua energia. Uma bateria não muda a hora a que o sol nasce, mas muda a hora a que se vende o que ela produz.

O problema: o sol vale pouco

Em 2024, o investimento em fotovoltaica em Espanha praticamente parou. A causa não foi técnica: foi o preço. Com tanta potência solar instalada, as horas centrais do dia enchem-se de oferta e o preço do mercado diário cai para zero ou muito perto disso.

Os dados de mercado de 2024 que recolhemos na BK resumem-no bem:

• 26% das horas do ano com preço inferior a 10 €/MWh.
• 68% dos dias com uma diferença de mais de 50 €/MWh entre horas do mesmo dia.
• 25% dos dias com preços acima de 90 €/MWh.

Para uma central solar, o resultado é um preço médio capturado de cerca de 35 €/MWh em 2024, com dois meses completos abaixo de 10 €/MWh capturados, nos quais produziu quase 20% da sua energia anual. A isso somam-se os cortes de produção (curtailment): energia que a central poderia produzir, mas que a rede não aceita.

O problema não é faltar energia. É sobrar ao meio-dia e faltar às oito da noite.

O dia continua a ter horas caras. A 23 de setembro de 2026, por exemplo, o mercado diário marcou 15 €/MWh às 13:00 e 263,9 €/MWh às 20:00.

O que faz uma bateria de 2 horas

Uma bateria junto à central —no mesmo ponto de ligação— armazena parte da produção do meio-dia e injeta-a na rede nas horas de preço mais alto. Com uma duração de 2 horas (por exemplo, 1 MW e 2 MWh), cobre a ponta do fim de tarde, que é onde está a maior parte do valor.

• Aumenta o preço capturado: a energia é vendida a preço de fim de tarde, não de meio-dia.
• Reduz o curtailment: o que a rede não aceita ao meio-dia é armazenado em vez de se perder.
• Acrescenta um ciclo noturno: a bateria também pode carregar nas horas baratas da noite e descarregar na ponta da manhã.
• Reduz a volatilidade: a central depende menos do preço das horas solares.

Tudo isto sem pedir nova capacidade de acesso: a central e a bateria partilham a capacidade de injeção que já lhe tinha sido atribuída.

Os números

Simulámos o efeito de acrescentar um sistema de 2 horas a uma central fotovoltaica com os preços reais de cada ano, apenas com arbitragem e ciclo noturno: sem serviços de sistema nem capacidade. A faturação adicional cresce todos os anos, à medida que aumentam as diferenças de preço e surgem os zeros no OMIE.

Em rentabilidade, o exemplo que usamos nos nossos estudos de 2024 é claro. Com os preços desse ano, uma central solar sem bateria ficava por uma TIR de 1–2%. A mesma central hibridizada, com um investimento maior, subia para 3–5% sobre esse capital. Com receitas de capacidade, o intervalo estimado passava para 5–12%.

Valores indicativos. Provêm de estudos da BK Energies de 2024 para centrais FV de pequena dimensão (na ordem de 1 MWp) e um sistema de 2 horas. Cada central tem o seu perfil de produção, o seu ponto de ligação e os seus custos; antes de investir, é necessário fazer o estudo do caso concreto.

Quanto custa?

Nas nossas gamas de 2024–2025, a instalação do armazenamento e as alterações técnicas situavam-se entre 0,22 e 0,30 €/Wh, com um custo por Wh que desce à medida que o sistema cresce. A isso somam-se o licenciamento para passar de FV a FV + baterias (15 000–30 000 € por central, consoante a dimensão) e uma garantia de 20 000 €/MWh, recuperável após a construção. Os preços dos equipamentos mudam depressa: peça-nos um valor atualizado.

O mecanismo de capacidade

A terceira fonte de receita é a que mais pode mexer na rentabilidade: ser pago por ter potência firme disponível quando o sistema precisa dela. Noutros mercados europeus já funciona. Na Alemanha, em setembro de 2024, a combinação de vários mercados de serviços chegou a pagar até 19 000 €/MW num único mês.

Em Espanha, o mecanismo de capacidade continua em tramitação e o seu calendário depende da aprovação definitiva e dos leilões que forem convocados. O que sabemos é como estes mercados costumam funcionar: os primeiros ativos operacionais capturam os melhores preços. Ter a central hibridizada e em funcionamento antes do primeiro leilão é a melhor posição.

A regulação já acompanha

O grande travão à hibridização de centrais com remuneração regulada era perder parte dessas receitas ao armazenar. O RD 917/2025 resolve-o: desde 1 de janeiro de 2026, a central recebe por toda a energia que produz, mesmo que uma parte vá para a bateria, e mantém as suas licenças de acesso e ligação.

Como se faz

1. Estudo. Produção real da central, curva de preços, curtailment e limites do ponto de ligação. Daí resultam a potência e a duração da bateria.
2. Licenciamento. Pedido de hibridização, ponto de consumo, DIA simplificada, garantias e licenças. Em centrais em operação, revisão do uso do solo.
3. Execução. Engenharia, fornecimento, instalação e comissionamento, com o EMS e o controlador de central (PPC) integrados.
4. Operação. O EMS decide todos os dias quando carregar e quando vender, com previsão de preços e produção, e a opção de operar em modo manual.

Veja um exemplo real: a hibridização de 5 MWh em Ocaña (Toledo). Ou veja como abordamos a hibridização FV + BESS.