O problema do valor da energia solar no Sudeste da Europa torna o armazenamento cada vez mais importante

Em agosto de 2026, a eletricidade no mercado grossista grego custava em média cerca de €38 por megawatt-hora ao meio-dia. À noite, após o pôr do sol, custava cerca de €206. Para empresas com painéis solares no telhado ou no local, esta diferença está a tornar-se um dos fatores mais importantes no valor do seu sistema fotovoltaico.

O valor da eletricidade solar do meio-dia deverá cair ainda mais. A Aurora Energy Research, uma empresa independente de análise e consultoria de mercado de energia, espera que a eletricidade de centrais solares gregas valha 43% menos do que o preço médio grossista entre 2027 e 2030, e 59% menos até à década de 2050. A Bulgária e a Roménia estão a seguir a mesma direção.

A quantidade de eletricidade que um sistema solar produz ainda importa, mas cada vez mais, importa também quando essa eletricidade é utilizada.

A eletricidade solar está a perder valor quando a geração é a mais alta

As centrais solares em toda a região produzem ao mesmo tempo, por volta do meio-dia. Com mais capacidade a ser ligada, a oferta nestas horas cresce mais rapidamente do que a procura, e os preços grossistas caem. Este efeito é frequentemente chamado de canibalização solar. É medido através do preço de captura, o preço médio que a geração solar realmente recebe em comparação com o preço médio de todas as horas.

Quanto mais energia solar é instalada, mais esta diferença aumenta. Na Bulgária e na Roménia, a Aurora espera que atinja mais de 40% até 2050. Em dias de forte sol, o sistema também pode ter mais eletricidade do que consegue usar, e parte da produção solar tem de ser limitada.

Para uma empresa com a sua própria geração de energia fotovoltaica, o resultado é uma diferença crescente entre dois preços. O excedente de eletricidade exportado ao meio-dia rende menos, enquanto a eletricidade comprada da rede à noite, após a interrupção da produção solar, permanece cara.

As baterias movem a energia solar para as horas em que vale mais

As baterias armazenam eletricidade quando a produção solar é alta e libertam-na mais tarde no dia. A Bulgária mostra como isto funciona na prática. O país construiu mais de 5 GW de baterias nos últimos anos, mais do que qualquer outro país na região. Em agosto de 2026, o seu preço médio ao meio-dia permaneceu perto de €67/MWh, enquanto na vizinha Grécia, com muito menos armazenamento, caiu para cerca de €38/MWh. De acordo com a Aurora, este padrão é consistente com as baterias a carregar com o excedente solar do meio-dia e a devolver a eletricidade mais tarde no dia. Para os produtores solares, isto significa que a eletricidade gerada ao meio-dia mantém mais do seu valor.

Num local comercial, a lógica é a mesma numa escala menor. A eletricidade solar que de outra forma seria exportada a um preço baixo pode cobrir o consumo da própria empresa à noite, reduzir os picos de procura e, quando necessário, manter o equipamento crítico a funcionar durante uma interrupção da rede.

À medida que mais baterias entram no mercado, as diferenças de preço diminuem

O interesse no armazenamento em toda a região é forte. A Aurora constata que os projetos anunciados no Sudeste da Europa são várias vezes maiores do que a capacidade que espera ser construída até 2030. Na Grécia, um programa que oferece ligação prioritária à rede a 4,7 GW de armazenamento atraiu 12,15 GW de candidaturas.

Nem todos estes projetos serão construídos, mas a direção é clara. Cada bateria que compra eletricidade barata do meio-dia e a vende à noite diminui a diferença de preço para a próxima. A Bulgária também mostra isto. O seu diferencial de preço médio diário em agosto, a diferença entre a hora mais barata e a mais cara, caiu de €260/MWh em 2024 para €139/MWh em 2026.

A Aurora espera que as margens das baterias na região diminuam entre 14% e 28% entre 2029 e 2040. As baterias que ganham apenas com a negociação de diferenças de preço sentirão isto mais. Quando as baterias são combinadas com energia solar, o excedente de produção pode, em vez disso, ser armazenado para uso posterior no local, o que reduz as compras da rede.

A combinação de energia solar e armazenamento pode reduzir custos e melhorar os retornos

Quando a energia solar e o armazenamento partilham um local, também partilham a ligação à rede, o terreno e grande parte do trabalho de instalação e desenvolvimento. Isto pode reduzir os custos de investimento em até 15% e os custos operacionais em cerca de 10%. A bateria pode carregar diretamente da central solar em vez de comprar eletricidade à rede. Estas poupanças, juntamente com a capacidade de carregar a partir da central solar, podem melhorar os retornos em comparação com o desenvolvimento dos dois ativos separadamente.

"O armazenamento não está a competir com a energia solar por capital. É o que mantém a receita da energia solar elevada. Em todo o Sudeste da Europa, um projeto que combina os dois é agora mais forte do que qualquer um dos ativos isoladamente", disse o Dr. Evangelos Gazis, Head of Southeast Europe na Aurora Energy Research.

A Aurora espera que esta vantagem seja a maior no Sudeste da Europa. Na Roménia e na Bulgária, espera que mais de 30% da capacidade solar seja combinada com armazenamento até 2030.

O mesmo princípio aplica-se a locais comerciais e industriais. Uma empresa que adiciona uma bateria ao seu sistema fotovoltaico existente utiliza a ligação e a infraestrutura que já possui, e mantém mais do valor da eletricidade que produz.

A LONGi expande o seu portfólio de armazenamento para utilizadores comerciais e industriais

A procura por parte das empresas já é visível. Na Grécia, a Aurora identifica 333 MW de baterias planeadas por consumidores comerciais juntamente com os seus sistemas solares, no âmbito do programa nacional “Sistemas de Armazenamento para Empresas”.

A oferta da LONGi para estes utilizadores baseia-se no portfólio de armazenamento LONGi ONE, apresentado a parceiros de toda a região em Halkidiki, Grécia, em setembro de 2026.

"Para uma empresa, uma bateria só vale a pena se funcionar de forma fiável com o sistema solar que já possui. É por isso que construímos o LONGi ONE como um sistema integrado de um único fornecedor. Os instaladores não têm de combinar componentes de diferentes fornecedores, e o cliente tem um único ponto de responsabilidade", disse Adrian Kočan, General Manager Eastern Europe para Distributed Generation na LONGi Solar.

O Hi-MO One MONA, um sistema de 125 kW / 261 kWh para aplicações C&I, combina armazenamento LFP arrefecido a líquido com conversão de energia, bateria, energia e gestão térmica desenvolvidas pela LONGi. O seu Intelligent Cell Contact System (iCCS) monitoriza cada célula para detetar precocemente anomalias em desenvolvimento. O OneNexus H2 estende estas capacidades a microrredes, integrando PV, baterias, rede e fornecimento de gerador numa única arquitetura de gestão de energia, com comutação on/off-grid de 10 ms e arranque a frio para locais que necessitam de continuidade de fornecimento. O portfólio inclui também o Hi-MO One Pro, um sistema modular C&I cuja capacidade de armazenamento pode ser expandida com armários adicionais independentemente da potência de saída.

O armazenamento está a tornar-se parte do caso de negócio para a energia solar

As baterias são apenas uma parte da resposta ao crescimento solar no Sudeste da Europa. A região também necessita de redes mais fortes, mais interconexão e maior flexibilidade na forma como a eletricidade é utilizada. Para empresas com os seus próprios sistemas fotovoltaicos, o armazenamento é uma das medidas que podem tomar diretamente.

Para empresas em toda a região, o valor da energia solar depende cada vez mais de quando a sua eletricidade pode ser utilizada. O armazenamento permite às empresas deslocar o excedente de produção das horas de baixo valor ao meio-dia para os momentos em que, de outra forma, comprariam eletricidade à rede.

Fonte: Aurora Energy Research, RES and BESS market outlook for SEE and CEE, September 2026.