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En la isla griega de Tinos, los cortes de energía recurrentes durante la temporada de verano de 2025 se volvieron lo suficientemente graves como para que el municipio tomara acciones legales contra el operador de la red de distribución. Los registros municipales mostraron hasta 100 interrupciones al día. Dado que la isla depende de la desalinización alimentada eléctricamente, los apagones también afectaron el suministro de agua, mientras que hoteles, restaurantes y otras empresas enfrentaron interrupciones durante la temporada alta de turismo.
El episodio ilustra un desafío particular para Grecia. Partes del país aún dependen de pequeños sistemas eléctricos autónomos, mientras que el turismo estacional puede aumentar drásticamente la demanda. La energía solar y eólica pueden proporcionar más electricidad localmente, pero su producción varía. Por lo tanto, estos sistemas necesitan formas de almacenar electricidad renovable y coordinarla con otras fuentes disponibles.
Los microgrids ofrecen una forma de hacerlo. Combinan y controlan fuentes de electricidad como la solar, baterías, la red pública y generadores de respaldo dentro de un sistema local. Eso puede ayudar a una isla, empresa o operador de infraestructura a usar más electricidad renovable mientras mantiene el suministro cuando la producción renovable disminuye o el suministro de la red está limitado.
Grecia todavía opera 28 sistemas de energía no interconectados
A pesar de sucesivos proyectos de interconexión, Grecia todavía tiene 28 sistemas de energía no interconectados insulares, según el Operador Griego de Red de Distribución Eléctrica (HEDNO).
Eso significa que estas islas o grupos de islas no pueden simplemente obtener electricidad del sistema de transmisión continental cuando lo necesitan. La electricidad debe generarse y equilibrarse dentro del sistema local.
El último resumen publicado por HEDNO enumera alrededor de 933 MW de capacidad de generación térmica en las islas no interconectadas, en comparación con alrededor de 160 MW de capacidad renovable. HEDNO también enumera dos centrales híbridas con una capacidad combinada de solo 2,95 MW (octubre de 2024).
Para una isla autónoma, agregar capacidad solar o eólica es solo parte de la solución. Una central eléctrica convencional puede ajustar su producción a medida que cambian la demanda. La producción solar disminuye después del atardecer y varía con el clima, mientras que la demanda de electricidad continúa durante todo el día.
El almacenamiento puede retener electricidad cuando la producción renovable es alta y liberarla más tarde. Combinado con un sistema de gestión de energía, también puede coordinar la energía solar con la red y otra generación. Esto permite que se utilice más electricidad renovable mientras se mantiene el equilibrio entre la oferta y la demanda local.
Las interconexiones fortalecen la red pero dejan limitaciones locales
Grecia también está conectando más islas al continente a través de cables submarinos. Una vez conectada, una isla puede importar electricidad cuando la generación local es insuficiente en lugar de equilibrar toda su demanda dentro de un sistema autónomo.
Creta muestra el efecto. En diciembre de 2025, el operador del sistema de transmisión IPTO informó que la demanda de electricidad de la isla se estaba cubriendo a través de sus dos interconexiones continentales y la generación renovable local sin utilizar sus centrales eléctricas de combustibles fósiles. IPTO estima que el cambio podría ahorrar a los consumidores de electricidad entre 400 y 600 millones de euros al año durante la próxima década, en gran parte a través de menores cargos por Obligaciones de Servicio Público.
Las Cícladas siguen el mismo camino. En julio de 2026, IPTO completó la construcción de la fase final de la interconexión de las Cícladas, incorporando Santorini, Folegandros, Milos y Serifos al sistema eléctrico continental.
Pero conectar una isla al continente no significa que cada negocio de repente tenga capacidad de red ilimitada o protección contra un corte de energía local. La electricidad todavía llega a sitios individuales a través de la red de distribución local. Por lo tanto, una empresa puede estar en una isla interconectada y aún tener una conexión que limita la cantidad de energía que puede consumir, requerir respaldo durante una interrupción o tener excedentes de energía solar que no puede usar de inmediato.
Lo que cambia un microgrid
Un microgrid permite que un sitio gestione varias fuentes de electricidad como un solo sistema. La energía solar puede alimentar el sitio cuando brilla el sol, las baterías pueden almacenar el exceso de electricidad, la red puede proporcionar energía adicional y un generador puede permanecer disponible como respaldo.
La batería almacena electricidad; el microgrid determina cómo funcionan juntas las diferentes fuentes de electricidad del sitio. Si la producción solar excede la demanda, la electricidad se puede almacenar para más tarde. Si la demanda aumenta por encima de la energía disponible de la red, la batería puede proporcionar capacidad adicional. Si la red falla, un microgrid configurado adecuadamente puede desconectarse de ella y continuar suministrando cargas seleccionadas. En un sitio aislado, el mismo sistema puede coordinar energía solar, baterías y un generador sin depender de la red pública.
Esto da a los microgrids un papel más allá de las islas autónomas. Hoteles, instalaciones industriales y otros sitios comerciales también pueden enfrentar conexiones de red limitadas, requerir continuidad de suministro o querer usar más electricidad generada por sus propios sistemas solares.
Las islas griegas proporcionan un plano temprano para sistemas de energía locales
Grecia ya tiene ejemplos prácticos de generación renovable, almacenamiento y gestión de energía local operando juntos.
En Gaidouromantra, Kythnos, un microgrid aislado de larga data ahora suministra 14 casas de vacaciones utilizando 18 kW de energía solar fotovoltaica, una turbina eólica de 3,6 kW, 90 kWh de almacenamiento de baterías y un generador diésel de respaldo. Otros proyectos en Kythnos han implementado almacenamiento en una escuela y una planta desalinizadora, y han probado sistemas de energía fotovoltaica más almacenamiento donde la red no puede aceptar exportaciones de electricidad adicionales.
Tilos opera una central eléctrica híbrida más grande que integra energía eólica, solar y 2,8 MWh de almacenamiento de baterías a través de un sistema de gestión de energía. Según la iniciativa Clean Energy for EU Islands de la Comisión Europea, el sistema puede operar de forma autónoma o en paralelo con la red y ha generado 810.000 € en ahorros de combustible y evitado 5.000 toneladas de emisiones de CO₂.
En Astypalea, PPC Renewables está desarrollando un proyecto híbrido que combina 3,53 MW de capacidad solar con 14,12 MWh de almacenamiento de baterías. PPC estima una generación anual de 6,55 GWh y afirma que el proyecto está diseñado para satisfacer más del 80% de las necesidades eléctricas de la isla.
Los proyectos difieren en escala y arquitectura, pero todos muestran cómo el almacenamiento y la gestión de energía pueden extender el uso de la generación renovable variable más allá de las horas en que se produce.
Para EPCs y empresas, esto cambia la pregunta de diseño más allá del tamaño de la instalación solar o la batería. La capacidad de la red, la generación de respaldo, las cargas críticas y la forma en que estos activos operan juntos determinan la eficacia con la que un sitio puede utilizar la electricidad disponible.
LONGi trae almacenamiento integrado para microgrids a Grecia
LONGi aborda estas aplicaciones con OneNexus H2, su BESS integrado para microgrids en aplicaciones comerciales e industriales. El sistema combina almacenamiento de baterías, conversión de potencia híbrida, gestión de baterías, gestión de energía, refrigeración líquida y protección contra incendios dentro de una única arquitectura y puede coordinar el suministro de PV, almacenamiento, red y generador.
OneNexus H2 está disponible en configuraciones de 50 kW / 104 kWh a 125 kW / 261 kWh. Admite conmutación on/off-grid de 10 ms y arranque en negro, lo que permite que las cargas críticas mantengan un suministro casi continuo durante las interrupciones de la red y habilita que un sistema local se reinicie sin una fuente de red externa.
Para sitios con capacidad de conexión a red limitada, el sistema puede usar la energía de la batería junto con el suministro de red disponible cuando la demanda excede la potencia que se puede extraer de la conexión. Esto permite soportar carga adicional sin depender únicamente de un aumento en la capacidad de red.
En sitios remotos o aislados, H2 puede coordinar PV, almacenamiento de baterías y un generador. La energía solar puede alimentar cargas y cargar la batería cuando hay producción disponible, mientras que la electricidad almacenada cubre la demanda cuando la producción solar disminuye. Un generador puede permanecer disponible cuando sea necesario, en lugar de operar continuamente, reduciendo el tiempo de funcionamiento y el consumo de combustible del generador.
La misma arquitectura puede aumentar la cantidad de generación solar in situ que se utiliza localmente. En lugar de exportar o perder electricidad excedente cuando la producción excede el consumo, la batería puede almacenarla para su uso posterior durante el día. El sistema de gestión de energía controla la interacción entre PV, batería, red, generador y cargas según las condiciones de operación del sitio.
Se pueden operar hasta seis unidades H2 en paralelo, lo que permite que el sistema atienda aplicaciones comerciales e industriales más grandes. Sus configuraciones modulares también permiten que la potencia y la capacidad de almacenamiento se adapten más estrechamente a los requisitos individuales del sitio.
La relevancia se extiende más allá de las islas autónomas de Grecia. Hoteles, instalaciones comerciales e industriales, operadores de infraestructura y sitios remotos pueden enfrentar desafíos similares en cuanto a capacidad de red, continuidad de suministro y uso de la generación solar in situ.
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