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La capacidad de la red y la flexibilidad del sistema se están convirtiendo en limitaciones para el crecimiento de las energías renovables en Europa del Este. En toda la región, la capacidad renovable se expande más rápido que la flexibilidad necesaria para integrarla. Los operadores de red se enfrentan a límites para la generación variable adicional, los gobiernos apoyan el despliegue de baterías a gran escala y los reguladores crean nuevas normativas para el almacenamiento y la flexibilidad. Al mismo tiempo, la creciente penetración solar aumenta las necesidades de balanceo, y la resiliencia se ha convertido en una consideración adicional en algunas partes de la región.
La respuesta adopta diversas formas. En Eslovaquia, el operador del sistema de transmisión aplica un límite basado en la flexibilidad a la capacidad solar y eólica adicional. Polonia ha aprobado apoyo para 172 grandes proyectos de baterías para fortalecer la estabilidad de la red. Bulgaria respalda al menos 3 GWh de nuevo almacenamiento. El operador del sistema de transmisión de Moldavia estima que el sistema eléctrico requiere 246 MW de capacidad de balanceo. Ucrania ha puesto en marcha 200 MW / 400 MWh de almacenamiento distribuido en baterías mientras trabaja para fortalecer la resiliencia de su sistema eléctrico.
Para los desarrolladores de baterías, los EPC y las empresas, el problema común es cada vez más claro. La capacidad renovable puede crecer más rápido que la capacidad del sistema eléctrico para absorber, desplazar y equilibrar su producción.
La flexibilidad de la red se convierte en una condición para el crecimiento renovable futuro
Eslovaquia ofrece uno de los ejemplos más claros. En junio de 2025, el operador del sistema de transmisión SEPS liberó otros 170 MW para la generación solar y eólica nueva o ampliada, aumentando el límite aplicado desde una perspectiva de flexibilidad del sistema de 747 MW a 917 MW. La cifra no es un límite para la capacidad renovable total de Eslovaquia. Determina cuánta generación variable adicional puede conectarse bajo la evaluación de flexibilidad de SEPS.
La distinción es importante. La producción solar y eólica cambia independientemente de la demanda de electricidad. A medida que aumenta su cuota, el sistema necesita más capacidad capaz de responder cuando la generación aumenta o disminuye. Las baterías pueden absorber electricidad durante períodos de generación excedente y devolverla cuando el sistema requiere suministro adicional.
Polonia aborda el mismo requisito a una escala mucho mayor. En diciembre de 2025, el gobierno aprobó apoyo para 172 proyectos de baterías con una capacidad combinada de 3,9 GW de potencia y 14,5 GWh de almacenamiento. Dos proyectos adicionales a gran escala en Żarnowiec y Ełk proporcionarán un total de 425 MW / 2.032 MWh. En Żarnowiec, se está construyendo un sistema de 263 MW / 900 MWh, cuya finalización está prevista para el segundo trimestre de 2027. El proyecto está diseñado para apoyar la integración de renovables y el balanceo de la generación eólica marina.
Bulgaria está llevando a cabo otro programa de despliegue a gran escala. Su plan RESTORE apoya sistemas de baterías conectados a las redes de transmisión y distribución con al menos 3.000 MWh de capacidad de almacenamiento utilizable.
Hungría muestra otra consecuencia del rápido crecimiento solar. La energía solar representó el 28 % de la generación eléctrica en 2025, según la Comisión Europea, que también identificó la congestión de la red, las colas de conexión y la limitada flexibilidad no fósil como restricciones para el sistema eléctrico. El despliegue de baterías se aceleró en 2025 y principios de 2026 a medida que el país aumentó la inversión en almacenamiento y flexibilidad de la red.
Estos mercados están superando la pregunta de si las baterías son necesarias. El enfoque se está desplazando hacia cuántas baterías se necesitan, dónde deben conectarse y qué servicios del sistema pueden proporcionar.
El almacenamiento se integra en el diseño del mercado eléctrico en Europa del Este
Chequia ilustra una etapa diferente de desarrollo. Su legislación LEX OZE III integró formalmente el almacenamiento de electricidad, la agregación y la flexibilidad en el mercado eléctrico. El Plan Nacional de Acción para la Flexibilidad del gobierno, aprobado en junio de 2025, establece un marco hasta 2035 para aumentar la flexibilidad no fósil a través del almacenamiento y la respuesta a la demanda.
Macedonia del Norte ha dado un paso similar. Su Ley de Energía de 2025 estableció el almacenamiento como una actividad energética separada y creó una base legal para su participación en el mercado eléctrico.
Estos cambios son importantes porque la instalación de una batería no crea por sí sola un mercado de almacenamiento funcional. Las baterías necesitan reglas que rijan la conexión, la carga y descarga, la agregación y la participación en los mercados de electricidad y balanceo.
Moldavia muestra lo que sucede cuando el requisito se cuantifica. En 2025, el operador del sistema de transmisión de Moldavia estimó que el sistema eléctrico requiere 246 MW de capacidad de balanceo, incluidos 72 MW de reserva de restauración automática de frecuencia y 174 MW de reserva de restauración manual de frecuencia. Según el gobierno, 80 MW pueden ser proporcionados por la infraestructura existente, dejando capacidad adicional por desarrollar. Moldavia también está vinculando la nueva capacidad renovable directamente con el almacenamiento. En agosto de 2026, se seleccionaron siete proyectos por un total de 170 MW en la última licitación eólica del país, con almacenamiento en baterías obligatorio para cada proyecto.
En Ucrania, la resiliencia es un motor adicional. Seis instalaciones de baterías con una capacidad combinada de 200 MW / 400 MWh entraron en funcionamiento en septiembre de 2025, añadiendo almacenamiento distribuido a un sistema eléctrico donde la fiabilidad y la continuidad del suministro siguen siendo preocupaciones significativas.
Las restricciones de la red cambian el argumento para el almacenamiento C&I y las microrredes
La expansión del almacenamiento regional no se limita a las redes de transmisión. Los sitios comerciales e industriales están añadiendo generación solar y, al mismo tiempo, enfrentan sus propias limitaciones en cuanto a capacidad de red, picos de demanda y continuidad del suministro. La electricidad generada en una azotea al mediodía no siempre coincide con las horas en que una empresa consume más electricidad. Un sitio también puede tener una capacidad de red insuficiente para equipos de producción nuevos, infraestructura de carga u otras cargas adicionales.
Una batería C&I puede desplazar la generación solar a horas posteriores, aumentar el autoconsumo y reducir los picos de demanda. Los sitios que requieren una mayor duración del almacenamiento necesitan una mayor capacidad de energía sin aumentar necesariamente la potencia a la misma velocidad.
Una microrred aborda un problema diferente. Gestiona cómo varias fuentes de electricidad trabajan juntas. La energía solar, el almacenamiento en baterías, la red pública y un generador pueden coordinarse dentro de un sistema local. Si la capacidad de la red es insuficiente, la batería puede complementar la conexión disponible. Si falla la red, un sistema configurado adecuadamente puede seguir suministrando cargas seleccionadas. En sitios remotos o aislados, la energía solar y el almacenamiento pueden reducir las horas de funcionamiento de los generadores de respaldo. La batería almacena electricidad. La microrred determina cómo se utilizan las fuentes de electricidad disponibles en el sitio.
LONGi amplía su cartera de BESS y microrredes en Europa del Este
LONGi aborda estos diferentes requisitos con tres arquitecturas de almacenamiento para aplicaciones comerciales, industriales y de energía distribuida.
Hi-MO One MONA está diseñado como un sistema de almacenamiento C&I todo en uno de 125 kW / 261 kWh. La unidad integra almacenamiento en baterías con conversión de potencia, gestión de baterías, gestión de energía y gestión térmica desarrolladas por LONGi. Las aplicaciones típicas incluyen autoconsumo fotovoltaico, desplazamiento de energía y gestión de picos. El Sistema de Control Inteligente de Celdas de LONGi monitorea celdas individuales para identificar anomalías en desarrollo y proporcionar detección de riesgos predictiva.
Hi-MO One Pro separa la potencia y la capacidad de energía, lo que permite configurar sus gabinetes de baterías de 261 kWh de forma independiente de los equipos de conversión de potencia de CA. Por lo tanto, la capacidad de almacenamiento se puede aumentar sin añadir capacidad de conversión de potencia a la misma velocidad. Las configuraciones varían de 2 a 24 horas de almacenamiento, lo que permite a los sitios C&I dimensionar el sistema según la potencia de salida requerida y la cantidad de electricidad que necesita almacenarse.
OneNexus H2 combina almacenamiento en baterías con control de microrred en configuraciones de 50 kW / 104 kWh a 125 kW / 261 kWh. Su sistema de conversión de potencia híbrido coordina la fotovoltaica, el almacenamiento en baterías, el suministro de la red y los generadores dentro de un sistema de energía local. OneNexus H2 admite operación en red y fuera de red, conmutación de 10 ms entre ambos modos y arranque en negro. También puede complementar una conexión de red restringida con energía de batería cuando la demanda del sitio excede la capacidad de red disponible.
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