De ce să hibridizați o centrală solară în 2026

O centrală fotovoltaică produce exact atunci când produc și toate celelalte. De aceea primește din ce în ce mai puțin pentru energia sa. O baterie nu schimbă momentul în care răsare soarele, dar schimbă momentul în care se vinde ceea ce produce.

Problema: soarele valorează puțin

În 2024, investițiile în fotovoltaic din Spania practic s-au oprit. Cauza nu a fost tehnică, ci prețul. Cu atât de multă putere solară instalată, orele de la mijlocul zilei se umplu de ofertă, iar prețul pe piața pentru ziua următoare scade la zero sau foarte aproape.

Datele de piață din 2024 pe care le-am colectat la BK o rezumă bine:

• 26% din orele anului cu preț sub 10 €/MWh.
• 68% din zile cu o diferență de peste 50 €/MWh între orele aceleiași zile.
• 25% din zile cu prețuri de peste 90 €/MWh.

Pentru o centrală solară, rezultatul este un preț mediu captat de aproximativ 35 €/MWh în 2024, cu două luni întregi sub 10 €/MWh captați, în care a produs aproape 20% din energia sa anuală. La aceasta se adaugă energia deversată (curtailment): energie pe care centrala ar putea-o produce, dar pe care rețeaua nu o acceptă.

Problema nu este lipsa energiei. Este că la amiază e prea multă, iar la opt seara prea puțină.

Ziua are în continuare ore scumpe. Pe 23 septembrie 2026, de exemplu, piața pentru ziua următoare a înregistrat 15 €/MWh la ora 13:00 și 263,9 €/MWh la ora 20:00.

Ce face o baterie de 2 ore

O baterie lângă centrală — în același punct de racordare — stochează o parte din producția de la amiază și o livrează în rețea în orele cu prețul cel mai mare. Cu o durată de 2 ore (de exemplu, 1 MW și 2 MWh), acoperă vârful de seară, unde se află cea mai mare parte a valorii.

• Crește prețul captat: energia se vinde la prețul de seară, nu la cel de amiază.
• Reduce energia deversată: ceea ce rețeaua nu acceptă la amiază este stocat în loc să se piardă.
• Adaugă un ciclu nocturn: bateria se poate încărca și în orele ieftine ale nopții și se poate descărca la vârful de dimineață.
• Reduce volatilitatea: centrala depinde mai puțin de prețul din orele solare.

Toate acestea fără a solicita o nouă capacitate de acces: centrala și bateria împart capacitatea de evacuare deja acordată.

Cifrele

Simulăm efectul adăugării unui sistem de 2 ore la o centrală fotovoltaică, cu prețurile reale ale fiecărui an, doar cu arbitraj și ciclu nocturn: fără servicii de echilibrare și fără capacitate. Veniturile suplimentare cresc în fiecare an, pe măsură ce diferențele de preț se măresc și apar prețurile zero în OMIE.

În ceea ce privește rentabilitatea, exemplul pe care îl folosim în studiile noastre din 2024 este clar. La prețurile din acel an, o centrală solară fără baterie rămânea la o RIR de 1–2%. Aceeași centrală hibridizată, cu o investiție mai mare, urca la 3–5% pe acel capital. Cu venituri din capacitate, intervalul estimat ajungea la 5–12%.

Cifre orientative. Provin din studii BK Energies din 2024 pentru centrale FV de mici dimensiuni (de ordinul a 1 MWp) și un sistem de 2 ore. Fiecare centrală are propriul profil de producție, propriul punct de racordare și propriile costuri; înainte de a investi, trebuie realizat studiul cazului concret.

Cât costă?

În intervalele noastre din 2024–2025, instalarea stocării și modificările tehnice se situau între 0,22 și 0,30 €/Wh, costul pe Wh scăzând pe măsură ce sistemul crește. La acestea se adaugă autorizarea pentru trecerea de la FV la FV + baterii (15.000–30.000 € per centrală, în funcție de dimensiune) și o garanție de 20.000 €/MWh, recuperabilă după construcție. Prețurile echipamentelor se schimbă rapid: cereți-ne o cifră actualizată.

Mecanismul de capacitate

A treia sursă de venit este cea care poate influența cel mai mult rentabilitatea: plata pentru a avea putere fermă disponibilă atunci când sistemul are nevoie de ea. Pe alte piețe europene funcționează deja. În Germania, în septembrie 2024, combinația diferitelor piețe de servicii a ajuns să plătească până la 19.000 €/MW într-o singură lună.

În Spania, mecanismul de capacitate se află încă în curs de aprobare, iar calendarul său depinde de aprobarea definitivă și de licitațiile care vor fi organizate. Ce știm însă este cum funcționează de obicei aceste piețe: primele active operaționale captează cele mai bune prețuri. A avea centrala hibridizată și în funcțiune înainte de prima licitație este cea mai bună poziție.

Reglementarea vine în sprijin

Marea frână în calea hibridizării centralelor cu remunerație reglementată era pierderea unei părți din aceste venituri la stocare. RD 917/2025 rezolvă problema: începând cu 1 ianuarie 2026, centrala este plătită pentru toată energia pe care o produce, chiar dacă o parte merge în baterie, și își păstrează autorizațiile de acces și racordare.

Cum se face

1. Studiu. Producția reală a centralei, curba de prețuri, energia deversată și limitele punctului de racordare. De aici rezultă puterea și durata bateriei.
2. Autorizare. Cerere de hibridizare, punct de consum, DIA simplificată, garanții și licențe. Pentru centralele în operare, revizuirea utilizării terenului.
3. Execuție. Inginerie, furnizare, instalare și punere în funcțiune, cu EMS-ul și controlerul centralei (PPC) integrate.
4. Operare. EMS-ul decide zilnic când să încarce și când să vândă, pe baza prognozei de prețuri și producție, cu opțiunea de operare manuală.

Vedeți un exemplu real: hibridizarea de 5 MWh din Ocaña (Toledo). Sau aflați cum abordăm hibridizarea FV + BESS.