Para volver a poner en tensión una red eléctrica no siempre hace falta arrancar una central convencional. En República Dominicana, un sistema de baterías de 36 MW y 40 MWh logró energizar hasta 70 kilómetros de líneas de transmisión de 138 y 69 kV, sin necesitar inicialmente una fuente externa que estableciera las condiciones eléctricas para la maniobra.
La particularidad de la operación estuvo en que el propio sistema de almacenamiento pudo establecer las referencias de tensión y frecuencia necesarias para energizar la infraestructura. Esta capacidad, conocida como black start o arranque en negro, permite iniciar la recuperación de una red sin depender de una fuente externa de suministro.
La experiencia ilustra una de las aplicaciones de la tecnología grid-forming, que permite a los inversores comportarse como fuentes de tensión y asumir funciones tradicionalmente asociadas con las máquinas síncronas de las centrales convencionales.
“No es que grid-following sea malo, sino que nos ha dado la estabilidad para poder llegar al funcionamiento actual del sistema, pero a medida que aumenta la penetración de energía renovable nosotros tendríamos que empezar a funcionar mayormente con grid-forming”, sostuvo Valentín Romero, Application Engineer ESS Latam de Sungrow, durante Future Energy Summit (FES) Perú 2026.
Mientras los inversores grid-following necesitan seguir una referencia eléctrica existente, los equipos grid-forming pueden establecerla mediante sus propios algoritmos de control. Esta diferencia adquiere relevancia frente al crecimiento de la generación solar y eólica, cuya incorporación puede reducir la participación relativa de máquinas síncronas convencionales y, con ello, la inercia disponible en los sistemas eléctricos.
La menor inercia puede acelerar las variaciones de frecuencia ante perturbaciones y reducir el tiempo disponible para que los mecanismos de control respondan, lo que incrementa la necesidad de tecnologías capaces de contribuir a la estabilidad de la red.
República Dominicana suma exigencias para el almacenamiento
Según la Comisión Nacional de Energía (CNE), República Dominicana cerró 2025 con un 25% de participación renovable en su generación eléctrica, mientras mantiene el objetivo de alcanzar el 30% hacia 2030. El avance de estas fuentes introduce nuevas necesidades de flexibilidad y soporte para sostener la operación del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).
En paralelo, la Superintendencia de Electricidad aprobó las resoluciones SIE-164-2025-MEM y SIE-178-2025-MEM, que establecen procedimientos de autorización y requerimientos técnicos para los sistemas de almacenamiento, especialmente aquellos asociados a proyectos de generación renovable variable.
El marco regulatorio contempla aspectos vinculados con la estabilidad eléctrica, la regulación de frecuencia y tensión y la respuesta de las instalaciones ante perturbaciones. Estas condiciones amplían los criterios que deben considerar los desarrolladores al diseñar proyectos y seleccionar equipos.
El cambio coincide con una nueva etapa de contratación. República Dominicana abrió el 2 de noviembre una licitación de hasta 200 MW y 800 MWh de baterías, destinada exclusivamente a parques solares y eólicos existentes que mantienen contratos de suministro de largo plazo con las distribuidoras.
La convocatoria, cuya adjudicación está prevista para el 25 de febrero de 2027, contempla sistemas de cuatro horas de duración, contratos de suministro por 15 años y un plazo de 12 meses para implementar las instalaciones. Además, la potencia de almacenamiento no podrá superar el 50% de la capacidad nominal del parque renovable asociado.
El país también prepara otra convocatoria para proyectos con concesión definitiva, que comprende entre 600 y 900 MW de nueva generación renovable, acompañados por almacenamiento equivalente al 50% de la capacidad de generación y una duración de cuatro horas.
La ampliación prevista de la capacidad instalada pone en primer plano una cuestión técnica: qué servicios deberán prestar las baterías y cómo se verificará su desempeño en redes con una participación creciente de generación conectada mediante inversores.
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De la inercia sintética al control de oscilaciones
Romero presentó simulaciones en las que los inversores de Sungrow recuperaron condiciones estables ante cambios de la relación de cortocircuito (SCR), desde un valor de 40 hasta 1. Este último escenario representa una red considerablemente más débil, donde mantener la estabilidad requiere respuestas de control más exigentes.
La tecnología también permite ajustar el comportamiento de los equipos frente a perturbaciones y modificar la velocidad con la que responden a los cambios de frecuencia.
“A través de diferentes configuraciones de la constante de inercia podemos tener un comportamiento en el cual el sistema simula ser una máquina con mayor o menor inercia”, detalló el especialista.
Esta prestación se conoce como inercia sintética y permite reproducir determinadas respuestas de las máquinas síncronas. En términos operativos, ofrece la posibilidad de configurar cómo el almacenamiento entrega o absorbe potencia frente a variaciones del sistema.
Los inversores también pueden controlar oscilaciones de potencia y aportar corriente reactiva para sostener la tensión. Estas funciones pueden mantenerse tanto durante la inyección como durante la absorción de energía, aprovechando la naturaleza bidireccional de los BESS.
“Es importante mencionar que esto es una capacidad de la tecnología, no necesariamente cada uno de los sistemas que se vayan a instalar requieren cumplir de manera mandatoria estas capacidades”, advirtió Romero.
La distinción resulta relevante para los desarrolladores y operadores, ya que la selección de prestaciones debe responder a las condiciones del punto de conexión y a los requerimientos específicos del sistema eléctrico, en lugar de aplicar una configuración uniforme a todas las instalaciones.
Las pruebas que deberán respaldar las nuevas funciones
Antes de conectar un BESS equipado con controles avanzados, los desarrolladores deben comprobar que su respuesta dinámica sea compatible con las condiciones de la red. Para ello, Romero identificó tres etapas: modelamiento dinámico, pruebas de campo y certificación.
El primer paso puede incluir ensayos hardware-in-the-loop, que utilizan simuladores digitales en tiempo real para reproducir el comportamiento del sistema eléctrico y evaluar las respuestas de los convertidores antes de su instalación.
Las pruebas de campo permiten verificar el desempeño durante la puesta en servicio, mientras que la certificación acredita el cumplimiento de las exigencias técnicas correspondientes. El proceso también puede contemplar verificaciones posteriores para comprobar que las condiciones se mantengan durante la vida operativa de la instalación.
Como antecedente, Sungrow completó en abril de 2026 una campaña de validación grid-forming de 14 escenarios durante 138 horas, verificada por TÜV Rheinland. Las pruebas utilizaron una plataforma de simulación de red de 30 MW para reproducir perturbaciones y condiciones exigentes de operación.
La compañía también informó que sus equipos consiguieron establecer una referencia de tensión mediante arranque en negro en menos de 20 segundos, un resultado obtenido en condiciones de prueba y distinto de la experiencia presentada en República Dominicana.
Para el mercado dominicano, donde los nuevos proyectos de almacenamiento deberán cumplir requisitos técnicos y operativos específicos, estas prestaciones incorporan nuevas variables en la selección de tecnología y los procesos de certificación.
La experiencia expuesta por Sungrow refleja cómo los sistemas BESS pueden pasar de gestionar energía a desempeñar funciones activas en la estabilidad y recuperación de las redes eléctricas, una transformación que comienza a adquirir importancia en los mercados con mayor penetración renovable.
Por Emilia Lardizabal
Por Florencia Guglielmetti
