Problem z wartością energii słonecznej w Europie Południowo-Wschodniej sprawia, że magazynowanie staje się coraz ważniejsze

W sierpniu 2026 roku energia elektryczna na greckim rynku hurtowym kosztowała średnio około 38 euro za megawatogodzinę w ciągu dnia. Wieczorem, po zachodzie słońca, cena wynosiła około 206 euro. Dla firm posiadających instalacje fotowoltaiczne na dachu lub na miejscu, ta różnica staje się jednym z najważniejszych czynników decydujących o wartości ich systemu PV.

Wartość energii słonecznej w ciągu dnia będzie nadal spadać. Aurora Energy Research, niezależna firma analityczna i konsultingowa ds. rynku energii, przewiduje, że w latach 2027–2030 energia elektryczna z greckich elektrowni słonecznych będzie warta o 43% mniej niż średnia cena hurtowa, a w latach 50. XXI wieku o 59% mniej. Bułgaria i Rumunia zmierzają w tym samym kierunku.

Nadal ważne jest, ile energii elektrycznej produkuje system słoneczny, ale coraz ważniejsze staje się również to, kiedy ta energia jest wykorzystywana.

Energia słoneczna traci na wartości, gdy produkcja jest najwyższa

Instalacje słoneczne w całym regionie produkują energię w tym samym czasie, około południa. Wraz ze wzrostem mocy przyłączonych, podaż w tych godzinach rośnie szybciej niż popyt, a ceny hurtowe spadają. Efekt ten jest często nazywany kanibalizacją słońca. Mierzy się go za pomocą ceny przechwycenia (capture price), czyli średniej ceny, jaką faktycznie otrzymuje produkcja słoneczna w porównaniu ze średnią ceną we wszystkich godzinach.

Im więcej paneli fotowoltaicznych jest instalowanych, tym większa staje się ta luka. W Bułgarii i Rumunii Aurora przewiduje, że do 2050 roku przekroczy ona 40%. W dniach silnego nasłonecznienia system może również mieć więcej energii elektrycznej, niż jest w stanie zużyć, a część produkcji słonecznej musi zostać ograniczona.

Dla firmy posiadającej własną produkcję energii PV, rezultatem jest rosnąca różnica między dwiema cenami. Nadwyżki energii eksportowane w południe przynoszą niższe zyski, podczas gdy energia kupowana z sieci wieczorem, po zaprzestaniu produkcji słonecznej, pozostaje droga.

Akumulatory przesuwają energię słoneczną na godziny, gdy jest ona bardziej wartościowa

Akumulatory magazynują energię elektryczną, gdy produkcja słoneczna jest wysoka, i uwalniają ją później w ciągu dnia. Bułgaria pokazuje, jak to działa w praktyce. Kraj ten zbudował w ostatnich latach ponad 5 GW mocy akumulatorów, więcej niż jakikolwiek inny kraj w regionie. W sierpniu 2026 roku średnia cena w południe wyniosła około 67 euro/MWh, podczas gdy w sąsiedniej Grecji, z znacznie mniejszym magazynowaniem, spadła do około 38 euro/MWh. Według Aurory, ten trend jest zgodny z ładowaniem akumulatorów z południowej nadwyżki słonecznej i zwracaniem energii elektrycznej później w ciągu dnia. Dla producentów energii słonecznej oznacza to, że energia elektryczna wyprodukowana w południe zachowuje większą część swojej wartości.

Na terenie firmy logika jest taka sama, ale w mniejszej skali. Energia słoneczna, która w przeciwnym razie zostałaby wyeksportowana po niskiej cenie, może pokryć własne zużycie firmy wieczorem, zmniejszyć szczytowe obciążenia i, w razie potrzeby, utrzymać krytyczny sprzęt w działaniu podczas przerw w dostawie prądu z sieci.

Wraz ze wzrostem liczby akumulatorów na rynku, różnice w cenach się zmniejszają

Zainteresowanie magazynowaniem w całym regionie jest wysokie. Aurora stwierdza, że zapowiedziane projekty w Europie Południowo-Wschodniej są kilkakrotnie większe niż moc, którą przewiduje się zbudować do 2030 roku. W Grecji program oferujący priorytetowe przyłączenie do sieci dla 4,7 GW mocy magazynowania przyciągnął 12,15 GW wniosków.

Nie wszystkie z tych projektów zostaną zrealizowane, ale kierunek jest jasny. Każdy akumulator, który kupuje tanią energię elektryczną w południe i sprzedaje ją wieczorem, zmniejsza lukę cenową dla następnego. Bułgaria również to pokazuje. Jej średnia dobowa różnica cen w sierpniu, czyli różnica między najtańszą a najdroższą godziną, spadła z 260 euro/MWh w 2024 roku do 139 euro/MWh w 2026 roku.

Aurora przewiduje, że marże na akumulatorach w regionie spadną o 14–28% w latach 2029–2040. Najbardziej odczują to akumulatory zarabiające jedynie na handlu różnicami cen. Gdy akumulatory są łączone z energią słoneczną, nadwyżki produkcji mogą być zamiast tego magazynowane do późniejszego wykorzystania na miejscu, co zmniejsza zakupy z sieci.

Połączenie energii słonecznej i magazynowania może obniżyć koszty i poprawić zwroty

Gdy energia słoneczna i magazynowanie są zlokalizowane w jednym miejscu, dzielą również przyłącze sieciowe, teren oraz większość prac instalacyjnych i rozwojowych. Może to obniżyć koszty inwestycji nawet o 15%, a koszty operacyjne o około 10%. Akumulator może ładować się bezpośrednio z instalacji słonecznej zamiast kupować energię elektryczną z sieci. Te oszczędności, wraz z możliwością ładowania z instalacji słonecznej, mogą poprawić zwroty w porównaniu z rozwojem obu aktywów oddzielnie.

„Magazynowanie nie konkuruje z energią słoneczną o kapitał. To ono utrzymuje przychody z energii słonecznej. W całej Europie Południowo-Wschodniej projekt łączący te dwa elementy jest teraz silniejszy niż każdy z nich osobno” – powiedział dr Evangelos Gazis, Head of Southeast Europe w Aurora Energy Research.

Aurora przewiduje, że ta przewaga będzie największa w Europie Południowo-Wschodniej. W Rumunii i Bułgarii oczekuje, że do 2030 roku ponad 30% mocy słonecznej będzie połączone z magazynowaniem.

Ta sama zasada dotyczy obiektów komercyjnych i przemysłowych. Firma, która dodaje akumulator do istniejącego systemu PV, wykorzystuje już posiadane przyłącze i infrastrukturę oraz zachowuje większą wartość produkowanej energii elektrycznej.

LONGi rozszerza portfolio magazynowania dla użytkowników komercyjnych i przemysłowych

Popyt ze strony firm jest już widoczny. W Grecji Aurora identyfikuje 333 MW mocy akumulatorów planowanych przez konsumentów komercyjnych wraz z ich systemami słonecznymi w ramach krajowego programu „Systemy Magazynowania dla Biznesu”.

Oferta LONGi dla tych użytkowników opiera się na portfolio magazynowania LONGi ONE, zaprezentowanym partnerom z całego regionu w Halkidiki w Grecji we wrześniu 2026 roku.

„Dla firmy akumulator jest opłacalny tylko wtedy, gdy działa niezawodnie z istniejącym systemem słonecznym. Dlatego zbudowaliśmy LONGi ONE jako zintegrowany system od jednego dostawcy. Instalatorzy nie muszą łączyć komponentów od różnych dostawców, a klient ma jeden punkt odpowiedzialności” – powiedział Adrian Kočan, General Manager Eastern Europe for Distributed Generation w LONGi Solar.

Hi-MO One MONA, system o mocy 125 kW / 261 kWh do zastosowań C&I, łączy magazynowanie LFP chłodzone cieczą z opracowanym przez LONGi systemem konwersji mocy, akumulatora, zarządzania energią i termicznego. Jego Intelligent Cell Contact System (iCCS) monitoruje każdą ogniwo, aby wcześnie wykrywać rozwijające się nieprawidłowości. OneNexus H2 rozszerza te możliwości na mikrosieci, integrując PV, akumulatory, zasilanie z sieci i generatorów w jednej architekturze zarządzania energią, z przełączaniem sieciowym/poza siecią w 10 ms i funkcją rozruchu awaryjnego dla miejsc wymagających ciągłości dostaw. Portfolio obejmuje również Hi-MO One Pro, modułowy system C&I, którego pojemność magazynowania można rozszerzyć o dodatkowe szafy niezależnie od mocy wyjściowej.

Magazynowanie staje się częścią analizy biznesowej dla energii słonecznej

Akumulatory są tylko częścią odpowiedzi na rozwój energii słonecznej w Europie Południowo-Wschodniej. Region potrzebuje również silniejszych sieci, większej interkonektowości i większej elastyczności w sposobie wykorzystania energii elektrycznej. Firmy posiadające własne systemy PV mogą bezpośrednio wdrożyć magazynowanie jako jedno z rozwiązań.

Dla firm w całym regionie wartość energii słonecznej coraz bardziej zależy od tego, kiedy jej energia może być wykorzystana. Magazynowanie pozwala firmom przesuwać nadwyżki produkcji z tanich godzin południowych na czasy, kiedy inaczej kupowałyby energię elektryczną z sieci.

Źródło: Aurora Energy Research, RES and BESS market outlookfor SEE and CEE, wrzesień 2026.