Waarom hybride PV-installaties de nieuwe energierealiteit worden
Zonnepanelen produceren elektriciteit wanneer de zon schijnt. Het elektriciteitsnet heeft die stroom alleen niet noodzakelijk op datzelfde moment nodig. Door grote PV-installaties te combineren met batterijopslag ontstaat een hybride systeem dat zonne-energie kan bewaren en pas later op het net zetten. Volgens een nieuwe whitepaper van The smarter E Europe kan die combinatie uitgroeien tot een nieuwe standaard voor grootschalige zonneparken. Maar wat maakt zo’n PV-BESS-installatie precies anders – en waarom is ze plots zo interessant?
Belang in de energietransitie
Wie naar de energietransitie kijkt, ziet meestal eerst zonnepanelen, windturbines en elektrische voertuigen. Maar naarmate hernieuwbare energie een groter deel van onze elektriciteitsproductie voor haar rekening neemt, verschuift de uitdaging. Het probleem is steeds minder hoe we voldoende goedkope groene elektriciteit kunnen produceren. De vraag wordt vooral: hoe zorgen we ervoor dat die elektriciteit beschikbaar is op het juiste moment en op de juiste plaats?
Dat is de centrale gedachte achter de whitepaper Hybridization of PV Power Plants with BESS: Market Environment, Business Models, and Significance for the Energy Transition van The smarter E Europe, in opdracht van de Intersolar beurs. Wind- en zonne-energie waren volgens de paper in 2025 samen al goed voor 30 procent van de elektriciteitsproductie in de Europese Unie. Hernieuwbare productie wordt daarmee zo groot dat het klassieke elektriciteitssysteem, dat gebouwd werd rond voorspelbare en regelbare centrales, tegen zijn grenzen begint aan te lopen.
Een hybride centrale vraagt om een goed afgestemde regeling tussen PV-installatie, batterij, omvormers en netaansluiting
Het probleem van de middagzon
Vandaag produceren grote hoeveelheden PV-installaties vaak ongeveer op hetzelfde ogenblik. Rond de middag, zeker tijdens zonnige lente- en zomerdagen, kan daardoor zeer veel zonne-elektriciteit tegelijk op de markt komen. Het aanbod stijgt terwijl de vraag dat niet noodzakelijk doet. Groothandelsprijzen kunnen daardoor sterk dalen en zelfs negatief worden. Voor een uitbater van een zonnepark betekent dat dat zijn installatie net op het ogenblik waarop ze maximaal produceert, bijzonder weinig inkomsten genereert.
Soms worden installaties daarom bewust afgeregeld. Niet omdat ze geen elektriciteit zouden kunnen produceren, maar omdat het financieel of technisch geen zin heeft om de productie op dat moment op het net te zetten.
Volgens cijfers die in de whitepaper worden aangehaald, ging in Duitsland in 2025 alleen al ongeveer 1.750 GWh hernieuwbare elektriciteit verloren door vrijwillige, prijsgedreven productiebeperking. Voor Nederland wordt ongeveer 709 GWh vermeld.
Een batterij verandert het spel. In plaats van de PV-productie tijdens goedkope uren af te schakelen, kan ze worden opgeslagen. De exploitant verkoopt de elektriciteit vervolgens op een later moment, wanneer de vraag en doorgaans ook de prijs hoger liggen.
Hoe werkt een hybride installatie?
Bij een PV-BESS-hybridesysteem wordt een grootschalige PV-installatie gecombineerd met een batterijopslagsysteem (BESS staat voor Battery Energy Storage System). Belangrijk daarbij is dat het niet zomaar gaat om een zonnepark waar toevallig ook ergens een batterijcontainer staat.
De PV-installatie en de batterij worden zo veel mogelijk als één geheel ontworpen en aangestuurd. Ze kunnen infrastructuur delen, zoals transformatoren, bekabeling, een onderstation en vooral dezelfde netaansluiting. Via een overkoepelende controller wordt bepaald wat er met de geproduceerde zonne-energie gebeurt.
Op zonnige momenten kan de elektriciteit rechtstreeks naar het net. Is er op dat moment weinig vraag of zit het net tegen zijn limiet, dan kan een deel van de productie in de batterij worden opgeslagen. Enkele uren later, bijvoorbeeld tijdens de avondpiek, kan diezelfde energie opnieuw worden vrijgegeven.
Een hybride centrale vraagt om een goed afgestemde regeling tussen PV-installatie, batterij, omvormers en netaansluiting. De laadstatus van de batterij moet continu worden afgewogen tegen weersverwachtingen, elektriciteitsprijzen, contractuele verplichtingen en mogelijke inkomsten uit ondersteunende diensten.
Doordat de batterijsystemen bijzonder snel reageren, kunnen ze ook diensten leveren die nodig zijn om een elektriciteitsnet stabiel te houden. Denk onder meer aan balanceringsvermogen, reactief vermogen, synthetische inertie en – met grid-forming inverters – zelfs netopbouw na een black-out.
De netaansluiting wordt waardevoller
Hybride installaties hebben nog een ander voordeel: je kan een bestaande netaansluiting efficiënter benutten. Netaansluitingen voor grote energieprojecten zijn in verschillende Europese markten schaars geworden. Een klassiek zonnepark gebruikt zijn maximale aansluitvermogen bovendien maar tijdens een beperkt aantal uren. 's Nachts staat de aansluiting grotendeels ongebruikt.
Wanneer op dezelfde locatie een batterij aanwezig is, kan die infrastructuur over een groter deel van de dag nuttig worden ingezet. De batterij neemt energie op wanneer de PV-productie hoog is en kan later opnieuw stroom injecteren.
Zo hoeft een zonnepark van 100 MW bijvoorbeeld daarom niet noodzakelijk samen met een batterij van pakweg 50 MW een aansluiting van 150 MW te krijgen. Door beide systemen intelligent aan te sturen kan het gezamenlijke vermogen aan het aansluitpunt begrensd blijven.
Dat principe maakt hybride projecten aantrekkelijk in gebieden waar bijkomende netcapaciteit moeilijk of traag te realiseren is.
Ook andere infrastructuur kan gedeeld worden: grond, cabines, middenspanningsinstallaties, transformatoren, monitoring en in bepaalde configuraties zelfs vermogenselektronica. Minder afzonderlijke infrastructuur betekent potentieel minder interfaces, efficiënter ruimtegebruik en een eenvoudiger totaalconcept.
Geld verdienen op verschillende markten
Een ander voordeel van de toevoeging van een batterij is dat een hybride installatie haar flexibiliteit op verschillende manieren kan commercialiseren. Een klassiek zonnepark daarentegen verdient hoofdzakelijk geld met de geproduceerde kilowatturen.
Een eerste model is energiearbitrage. De batterij wordt geladen wanneer elektriciteit weinig waard is en ontladen wanneer de prijzen hoger liggen. Hoe groter het prijsverschil tussen beide momenten, hoe interessanter de operatie.
Daarnaast bestaan in sommige landen capaciteitsmarkten. Een exploitant wordt daar niet uitsluitend betaald voor de geproduceerde energie, maar ook voor het beschikbaar houden van een bepaald vermogen tijdens momenten waarop het elektriciteitssysteem dat nodig heeft.
Een derde inkomstenbron zijn de eerder vermelde systeemdiensten. De batterij krijgt dan een vergoeding voor ondersteuning van frequentie, spanning of andere netparameters.
Ook bij langlopende elektriciteitscontracten kan opslag een verschil maken. Bedrijven die via een PPA of Power Purchase Agreement groene stroom kopen, willen immers niet noodzakelijk een productieprofiel dat uitsluitend de zon volgt. Met een batterij kan een leverancier een gelijkmatiger of beter voorspelbaar profiel aanbieden.
Op die manier worden verschillende inkomstenstromen gecombineerd binnen één en hetzelfde project, ook wel bekend als revenue stacking. De batterij is daarmee niet alleen een technische buffer, maar ook een manier om de businesscase van het zonnepark te diversifiëren.
Ook interessant voor bestaande zonneparken
Hybridisatie hoeft niet uitsluitend bij nieuwe installaties te gebeuren. Ook bij repowering van bestaande zonneparken kan een batterij worden toegevoegd. Oudere PV-installaties krijgen daarbij bijvoorbeeld nieuwe panelen of omvormers en kunnen tegelijk worden uitgebreid met opslag.
Dat kan bijzonder interessant worden wanneer een bestaande installatie haar oorspronkelijke steunregeling verliest en meer afhankelijk wordt van marktprijzen. De fysieke netaansluiting is er immers al. Door een batterij toe te voegen, kan die aansluiting intensiever worden benut en krijgt de eigenaar meer mogelijkheden om zijn elektriciteit te vermarkten.
Groot-Brittannië loopt voorop
De Europese markt staat volgens de whitepaper nog maar aan het begin van deze ontwikkeling en is sterk geconcentreerd. Groot-Brittannië is momenteel veruit de belangrijkste Europese markt voor hybride zonne- en batterijprojecten.
Volgens cijfers uit de European Market Outlook for Battery Storage 2025–2029 van SolarPower Europe vertegenwoordigde het Verenigd Koninkrijk in 2024 62 procent van de Europese geïnstalleerde opslagcapaciteit binnen hybride zonneprojecten.
Dat succes heeft niet alleen met technologie te maken. De Britse markt combineert verschillende elementen: duidelijkere regels voor co-locatie van PV en batterijen, inkomsten uit een capaciteitsmarkt, Contracts for Difference voor hernieuwbare productie en toegang tot markten voor systeemdiensten.
Een opvallend voorbeeld is Cleve Hill Solar Park. Het Britse project combineert een zonnepark van 373 MW met een batterij van 150 MW.
Interessanter dan de omvang is de financiële constructie. Voor het zonnepark bestaat een langlopend Contract for Difference. Daarnaast werd een corporate PPA afgesloten met supermarktgroep Tesco en beschikt de batterij over een vijftienjarig contract in de capaciteitsmarkt.
Het project demonstreert perfect wat met revenue stacking wordt bedoeld: verschillende soorten inkomstencontracten worden boven op elkaar gebouwd om de investeringszekerheid van het geheel te verhogen.
Een Duitse variant
Ook Duitsland levert een interessant voorbeeld, zij het met een ander model. Het zonnepark van Zerbst van energiebedrijf Statkraft combineert 46,4 MW PV met een batterij van 16 MW en 57 MWh.
De batterij mag binnen het betrokken subsidiemodel uitsluitend worden opgeladen met elektriciteit van het gekoppelde zonnepark. Goedkope elektriciteit van het net aankopen om die later duurder te verkopen, is dus niet toegestaan.
Toch is de batterij economisch nuttig. Wanneer de elektriciteitsprijs rond de middag negatief wordt, kan de zonne-energie tijdelijk worden opgeslagen. Later op de dag wordt ze alsnog op het net gezet.
Het voorbeeld toont tegelijk aan dat niet ieder hybride project hetzelfde functioneert. Techniek, subsidieregels, meetconcepten en marktvoorwaarden bepalen welke bedrijfsmodellen mogelijk zijn.
In bepaalde markten worden batterijen nog altijd tegelijk als verbruiker en producent behandeld, waardoor dubbele heffingen kunnen ontstaan
De regelgeving vormt nog een rem
In bepaalde markten worden batterijen nog altijd tegelijk als verbruiker en producent behandeld, waardoor dubbele heffingen kunnen ontstaan. Procedures voor netaansluiting en vergunningen zijn niet overal afgestemd op installaties waarin productie en opslag één gezamenlijk aansluitpunt gebruiken.
Ook subsidiesystemen zijn vaak ontworpen voor één afzonderlijke technologie: óf zonnepanelen, óf opslag. Een installatie die meerdere functies combineert, past daardoor niet altijd netjes binnen de bestaande categorieën.
En er is nog een belangrijk onderscheid. Een batterij die uitsluitend wordt aangestuurd om maximaal geld te verdienen op de energiemarkt, zal niet automatisch doen wat lokaal het beste is voor het elektriciteitsnet. Prijssignalen en netbehoeften vallen niet altijd samen. Daarom zijn er onder meer lokale netsignalen, dynamische tarieven en aangepaste regels voor flexibele installaties nodig.