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En agosto de 2026, la electricidad en el mercado mayorista griego se vendió a un promedio de alrededor de 38 € por megavatio hora al mediodía. Por la noche, después del atardecer, costaba alrededor de 206 €.
Para las empresas con energía solar en tejados o en sus instalaciones, esta brecha se está convirtiendo en uno de los factores más importantes del valor de sus sistemas fotovoltaicos.
Se espera que el valor de la electricidad solar al mediodía siga cayendo. Aurora Energy Research, una empresa independiente de análisis y consultoría de mercados energéticos, prevé que la electricidad de las plantas solares griegas valdrá un 43% menos que el precio medio mayorista entre 2027 y 2030, y un 59% menos en la década de 2050. Bulgaria y Rumanía se mueven en la misma dirección.
Sigue siendo importante cuánta electricidad produce un sistema solar, pero cada vez más, también importa cuándo se utiliza esa electricidad.
La electricidad solar pierde valor cuando la generación es máxima
Las plantas solares de la región producen al mismo tiempo, a mitad del día. A medida que se conecta más capacidad, la oferta en estas horas crece más rápido que la demanda, y los precios mayoristas caen. Este efecto a menudo se denomina canibalización solar. Se mide a través del precio de captura, el precio medio que la generación solar realmente recibe en comparación con el precio medio de todas las horas.
Cuanto más solar se construye, más amplia se vuelve esta brecha. En Bulgaria y Rumanía, Aurora espera que alcance más del 40% para 2050. En días de fuerte sol, el sistema también puede tener más electricidad de la que puede usar, y parte de la producción solar tiene que ser recortada.
Para una empresa con su propia generación de energía fotovoltaica, el resultado es una diferencia creciente entre dos precios. La electricidad excedente exportada al mediodía gana menos, mientras que la electricidad comprada a la red por la noche, después de que la producción solar se ha detenido, sigue siendo cara.
Las baterías mueven la energía solar a las horas en que vale más
Las baterías almacenan electricidad cuando la producción solar es alta y la liberan más tarde en el día. Bulgaria muestra cómo funciona esto en la práctica. El país ha construido más de 5 GW de baterías en los últimos años, más que cualquier otro país de la región. En agosto de 2026, su precio medio al mediodía se mantuvo cerca de 67 €/MWh, mientras que en la vecina Grecia, con mucho menos almacenamiento, cayó a alrededor de 38 €/MWh. Según Aurora, este patrón es coherente con las baterías que se cargan con el excedente solar del mediodía y devuelven la electricidad más tarde en el día. Para los productores solares, significa que la electricidad generada al mediodía conserva más de su valor.
En un sitio comercial, la lógica es la misma a menor escala. La electricidad solar que de otro modo se exportaría a un precio bajo puede cubrir el consumo propio de la empresa por la noche, reducir los picos de demanda y, cuando sea necesario, mantener en funcionamiento equipos críticos durante una interrupción de la red.
A medida que más baterías entran en el mercado, las brechas de precios se reducen
El interés en el almacenamiento en toda la región es fuerte. Aurora estima que los proyectos anunciados en el Sudeste de Europa son varias veces mayores que la capacidad que se espera construir para 2030. En Grecia, un plan que ofrece conexión prioritaria a la red para 4,7 GW de almacenamiento atrajo solicitudes por 12,15 GW.
No todos estos proyectos se construirán, pero la dirección es clara. Cada batería que compra electricidad barata al mediodía y la vende por la noche reduce la brecha de precios para la siguiente. Bulgaria también lo demuestra. Su diferencial de precio diario medio en agosto, la diferencia entre la hora más barata y la más cara, cayó de 260 €/MWh en 2024 a 139 €/MWh en 2026.
Aurora espera que los márgenes de las baterías en la región disminuyan entre un 14 y un 28% entre 2029 y 2040. Las baterías que solo obtienen ganancias del trading de diferencias de precios sentirán esto más. Cuando las baterías se combinan con la energía solar, el excedente de generación puede almacenarse para su uso posterior en el sitio, lo que reduce las compras a la red.
Combinar solar y almacenamiento puede reducir costos y mejorar retornos
Cuando la energía solar y el almacenamiento comparten un sitio, también comparten la conexión a la red, el terreno y gran parte del trabajo de instalación y desarrollo. Esto puede reducir los costos de inversión hasta en un 15% y los costos operativos en alrededor del 10%. La batería puede cargarse directamente de la planta solar en lugar de comprar electricidad a la red. Estos ahorros, junto con la capacidad de cargarse desde la planta solar, pueden mejorar los retornos en comparación con el desarrollo de los dos activos por separado.
"El almacenamiento no compite con la energía solar por capital. Mantiene los ingresos solares altos. En el Sudeste de Europa, un proyecto que combina ambos es ahora más fuerte que cualquiera de los activos por sí solo", dijo el Dr. Evangelos Gazis, Jefe de Europa del Sudeste de Aurora Energy Research.
Aurora espera que esta ventaja sea la mayor en el Sudeste de Europa. En Rumanía y Bulgaria, espera que más del 30% de la capacidad solar se combine con almacenamiento para 2030.
El mismo principio se aplica en sitios comerciales e industriales. Una empresa que añade una batería a su sistema fotovoltaico existente utiliza la conexión y la infraestructura que ya tiene, y conserva más valor de la electricidad que produce.
LONGi amplía su cartera de almacenamiento para usuarios comerciales e industriales
La demanda de las empresas ya es visible. En Grecia, Aurora identifica 333 MW de baterías planificadas por consumidores comerciales junto con sus sistemas solares bajo el programa nacional “Sistemas de Almacenamiento para Empresas”.
La oferta de LONGi para estos usuarios se centra en la cartera de almacenamiento LONGi ONE, presentada a socios de toda la región en Halkidiki, Grecia, en septiembre de 2026.
"Para una empresa, una batería solo vale la pena añadirla si funciona de manera fiable con el sistema solar que ya tiene. Por eso construimos LONGi ONE como un sistema integrado de un solo proveedor. Los instaladores no tienen que combinar componentes de diferentes proveedores, y el cliente tiene un único punto de responsabilidad", dijo Adrian Kočan, Director General de Europa del Este para Generación Distribuida en LONGi Solar.
Hi-MO One MONA, un sistema de 125 kW / 261 kWh para aplicaciones C&I, combina el almacenamiento LFP refrigerado por líquido con la conversión de potencia, batería, energía y gestión térmica desarrolladas por LONGi. Su Sistema Inteligente de Contacto de Celdas (iCCS) monitoriza cada celda para detectar anomalías en desarrollo de forma temprana. OneNexus H2 extiende estas capacidades a microrredes, integrando fotovoltaica, baterías, red y suministro del generador en una arquitectura de gestión energética, con conmutación on/off-grid de 10 ms y arranque autónomo para sitios que necesitan continuidad de suministro. La cartera también incluye Hi-MO One Pro, un sistema modular C&I cuya capacidad de almacenamiento se puede extender con gabinetes adicionales independientemente de la potencia de salida.
El almacenamiento se está convirtiendo en parte del caso de negocio para la energía solar
Las baterías son solo una parte de la respuesta al crecimiento solar en el Sudeste de Europa. La región también necesita redes más fuertes, más interconexión y mayor flexibilidad en el uso de la electricidad. Para las empresas con sus propios sistemas fotovoltaicos, el almacenamiento es una de las medidas que pueden tomar directamente.
Para las empresas de toda la región, el valor de la energía solar depende cada vez más de cuándo se puede utilizar su electricidad. El almacenamiento permite a las empresas trasladar la generación excedente de las horas de bajo valor al mediodía a momentos en que de otro modo comprarían electricidad a la red.
Fuente: Aurora Energy Research, RES y BESS market outlook para SEE y CEE, septiembre de 2026.
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