Tecnología grid forming en plantas fotovoltaicas y sistemas BESS
Tecnología grid forming en plantas fotovoltaicas y sistemas BESS
1. Introducción: por qué hablamos de grid forming ahora
En los últimos años, los sistemas eléctricos han experimentado una transformación profunda: la sustitución progresiva de centrales síncronas térmicas e hidráulicas por generación renovable conectada a través de electrónica de potencia (eólica, fotovoltaica y BESS) ha reducido de forma significativa la inercia natural de los sistemas de potencia.
Esta caída de inercia se traduce en mayor Rate of Change of Frequency (RoCoF) y en menor margen para absorber perturbaciones sin comprometer la estabilidad, como han mostrado distintos estudios de ENTSO‑E y episodios reales de eventos de frecuencia y apagones como el caso de España y Portugal, y otros sistemas con alta penetración de recursos renovables.
Hasta ahora, la respuesta típica a este problema ha sido mantener un volumen mínimo de generación síncrona en servicio (must‑run), instalar condensadores síncronos o contratar servicios de frecuencia más exigentes, soluciones que tienen un coste elevado y son difíciles de escalar en un contexto de descarbonización acelerada.
Paralelamente, el despliegue masivo de sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) y la creciente participación de plantas fotovoltaicas en servicios de red han demostrado que los recursos basados en electrónica de potencia pueden ir más allá del esquema clásico grid‑following que simplemente “lee” la red y ajusta su corriente: con los controles adecuados, estos convertidores pueden comportarse como verdaderas fuentes de tensión, aportando inercia sintética, black‑start y estabilidad en redes débiles.
Esta nueva familia de estrategias de control, agrupadas bajo el término grid forming, está pasando de ser un tema de I+D y proyectos piloto a convertirse en un requisito regulatorio en varios mercados (Europa, Chile, Italia, etc.) y en un elemento central de la planificación de nuevos proyectos BESS y FV de gran escala.
En este contexto, resulta necesario un análisis técnico y regulatorio específico sobre los convertidores grid forming aplicados a sistemas de almacenamiento y plantas fotovoltaicas: qué son, cómo difieren de los esquemas grid‑following tradicionales, cuál es su encaje en los códigos de red actuales y futuros y qué implicaciones técnicas, económicas y de bancabilidad tienen para promotores, financiadores y operadores de sistema.
2. De grid‑following a grid‑forming: idea básica
Antes de entrar en detalle conviene fijar una imagen mental sencilla:
Un convertidor gridfollowing (GFL) se comporta como un músico que sigue al director: escucha el “tempo” (frecuencia) y el “tono” (tensión) que marca la orquesta (la red) y ajusta su interpretación (corriente inyectada) para acompañar.
Un convertidor gridforming (GFM) se comporta como el propio director de orquesta: marca el tempo y la tonalidad, y el resto de músicos (otros convertidores o cargas) lo siguen. Puede incluso empezar a tocar cuando la sala está en silencio (blackstart).
- Un GFL se concibe y controla como una fuente de corriente que sincroniza su salida con la tensión y frecuencia ya existentes en la red, usando típicamente un PhaseLocked Loop (PLL). Si la red desaparece o se vuelve demasiado débil, el convertidor pierde su referencia y no puede mantener por sí mismo tensión y frecuencia; en la práctica se desconecta o limita fuertemente su potencia. En estos casos, el convertidor se limita a cumplir los requisitos de fault ridethrough (FRT) definidos en el código de red, pero no “intenta” estabilizar la tensión o la frecuencia más allá de esos mínimos.
- Un GFM se concibe y controla como una fuente de tensión detrás de una impedancia, que establece localmente la referencia de tensión y frecuencia, modulando su salida mediante leyes de droop P-f y Q-V o esquemas tipo máquina síncrona virtual de modo que comparte carga con otros recursos y aporta inercia sintética y amortiguamiento frente a perturbaciones. Puede operar en isla, arrancar una red apagada (black‑start), soportar redes débiles y servir como referencia para otros convertidores GFL que se sincronicen a él.
Consecuencias prácticas para una planta FV:
- Puede contribuir al control de frecuencia y tensión de forma similar a una central síncrona, incluyendo rampas controladas, reserva y respuesta inercial rápida.
- Puede seguir operando con altos niveles de penetración renovable incluso cuando la generación síncrona es baja, aportando potencia de cortocircuito limitada pero controlada y mejorando la estabilidad angular y de tensión del sistema.
En sistemas de almacenamiento con baterías de ion‑litio, el convertidor GFM se ubica entre el bus de continua del BESS y la red de alterna (MT/AT), con la ventaja añadida de que la potencia activa disponible no depende de un recurso primario variable sino del estado de carga de la batería.
En términos operativos, un BESS GFM bien dimensionado puede:
- Operar en isla y realizar black‑start de un complejo industrial, una microrred o incluso una subred de transporte, asumiendo el papel de “central de referencia”.
- Aportar inercia sintética en escalas de tiempo de decenas de milisegundos, reduciendo el RoCoF y mejorando la estabilidad de frecuencia frente a grandes desequilibrios generación‑carga.
- Estabilizar redes débiles (bajo SCR) donde los GFL clásicos muestran problemas de estabilidad angular y de control del PLL, actuando como “ancla” de tensión y frecuencia en el nodo.
| Grid Following (GFL) | Grid Forming (GFM) | |
|---|---|---|
| Comportamiento | Fuente de corriente sincronizada por PLL | Fuente de tensión con impedancia |
| Dependencia de red | Requiere red fuerte y estable para operar | Puede crear red local, operar en isla y black-start |
| Inercia | Carece de inercia intrínseca | Emula inercia y amortiguamiento (VSM, dVOC, droop avanzado) |
| Redes débiles (bajo SCR) | Problemas de estabilidad y de PLL | Mejora estabilidad en bajo SCR |
| Comportamiento en fallos | Corriente limitada; sigue la red (FRT clásico) | Corriente limitada, pero con control explícito de tensión y fase |
| Complejidad de control | Menor, esquemas muy maduros | Mayor; fuerte interacción entre lazos internos y dinámica de red |
3. Estado regulatorio y posibles retos en la implantación de grid forming
A día de hoy, la regulación específica sobre convertidores grid forming está en diferentes fases de madurez según el país, pero la tendencia general es clara: pasar de documentos técnicos y consultas, a requisitos obligatorios para nueva generación renovable y sistemas de almacenamiento de cierto tamaño.
En esta sección se resumen brevemente los avances más relevantes en España, Italia y Chile, y se encuadra su situación dentro del contexto europeo y de otros países de la región. De igual modo, es también relevante mencionar los casos de Australia y Reino Unido, donde la regulación a efectos de Grid Forming se encuentra en un estado más avanzado.
España
El caso español es especialmente relevante por tres motivos: es un sistema prácticamente isla desde el punto de vista eléctrico (interconexiones limitadas respecto al tamaño de la demanda), tiene récords de penetración renovable instantánea muy altos y ya ha sufrido un gran apagón asociado, entre otros factores, a problemas de estabilidad en un contexto de baja inercia.
El apagón del 28 de abril de 2025 en la península ibérica es un ejemplo claro de por qué el debate sobre grid forming no es académico. El informe de ENTSO-E atribuye el colapso a una combinación de oscilaciones, deficiencias en el control de tensión y potencia reactiva, reducciones rápidas de generación y desconexiones en cascada, que desembocaron en un fallo generalizado en España y Portugal. Análisis posteriores destacan que la alta proporción de generación no síncrona online y el déficit de inercia hicieron que la frecuencia y las tensiones se descontrolaran demasiado rápido para que los esquemas de protección actuaran de forma ordenada. Este tipo de eventos es precisamente el que la combinación de BESS y plantas renovables con capacidad grid forming pretende mitigar.
En respuesta a este contexto, Red Eléctrica de España (REE) ha publicado la “Especificación Técnica de Capacidades Grid Forming (ET-GFM)”, basada en los informes técnicos de ENTSO-E sobre GFM y en la propuesta de NC RfG 2.0 europea. La ET-GFM propone una definición funcional de comportamiento grid forming para módulos de parque eléctrico y de almacenamiento, incluyendo control de tensión y frecuencia, emulación de inercia, soporte de tensión ante huecos y capacidad de black-start, manteniendo un enfoque tecnológicamente neutro. De momento no es de obligado cumplimiento, pero está pensada como referencia para futuros requisitos vinculantes y para facilitar, cuando sea posible, el retrofit de plantas existentes GFL mediante reconfiguración de firmware.
La CNMC, por su parte, ha aprobado nuevas especificaciones de detalle para el acceso a red de demanda y almacenamiento que obligan a REE a crear un grupo de trabajo con representantes del sector y tecnólogos para definir cómo integrar normativamente la tecnología grid forming aplicada a generadores, almacenamiento y consumidores. Es decir, hay un proceso institucional en marcha, con mandato explícito, para traducir el concepto GFM en requisitos de conexión.
En paralelo, el Estado ha empezado a utilizar la palanca de las ayudas públicas para empujar estas capacidades. La convocatoria del PERTE de hibridación de almacenamiento FTM del IDAE exige a los proyectos beneficiarios demostrar capacidad de black-start y realizar simulaciones EMT como parte de su justificación técnica, siendo el black-start una de las capacidades distintivas de los inversores grid forming.
En la convocatoria de ayudas del IDAE para proyectos innovadores de almacenamiento energético con fondos FEDER, los “convertidores grid forming” se mencionan de forma explícita entre las tecnologías de electrónica de potencia innovadoras que puntúan en la valoración, junto con otras como los ultracondensadores o los volantes de inercia. Esto refuerza la idea de que, más allá de la ET‑GFM de REE, el propio Estado español ya está utilizando los criterios de financiación pública para acelerar la adopción de capacidades grid forming en los nuevos proyectos.
Finalmente, REE está reforzando la estabilidad de los sistemas no-peninsulares mediante la instalación de condensadores síncronos en Baleares y Canarias como solución de inercia y cortocircuito a corto plazo, mientras se incrementa la penetración renovable. Esto subraya que el problema de baja inercia no es una hipótesis futura: ya se está abordando con inversiones tangibles, y la siguiente etapa natural es que parte de ese papel lo asuman baterías y plantas renovables con inversores grid forming.
Chile
En Chile, el Coordinador Eléctrico Nacional ha publicado requisitos técnicos mínimos para recursos basados en inversores (IBR) que distinguen entre esquemas grid‑following y grid‑forming, y establece criterios de pruebas y simulaciones para validar las capacidades GFM, en línea con mejores prácticas internacionales.
La Comisión Nacional de Energía (CNE) está trabajando además en exigencias regulatorias para asegurar niveles mínimos de inercia y potencia de cortocircuito en el sistema, donde los BESS grid forming aparecen como una pieza clave.
Italia
En Italia, Terna ha desarrollado anexos específicos del Grid Code (por ejemplo, A.68 para FV y A.79 para almacenamiento) que recogen ya hoy funciones avanzadas de soporte de tensión, regulación de frecuencia, POD y black‑start para plantas basadas en inversores.
Sobre esa base, el operador ha lanzado una consulta específica sobre capacidades grid forming para fabricantes y promotores, con el objetivo de concretar requisitos GFM y alinearse con el futuro NC RfG 2.0 europeo.
Australia
Australia es uno de los sistemas más avanzados en la integración de baterías grid forming. ARENA (Australian Renewable Energy Agency) ha financiado una cartera específica de proyectos GFM (unos 430 MW repartidos en cinco baterías a gran escala) y ha publicado una serie de informes donde se documentan su comportamiento en servicio, los retos de conexión y las lecciones regulatorias y comerciales extraídas. Estos proyectos han obligado a adaptar las National Electricity Rules (NER), introduciendo cambios de acceso que facilitan la conexión de inversores grid forming y reconocen explícitamente su capacidad para proporcionar inercia sintética y “system strength”. Australia se usa ya como referencia internacional de cómo combinar pilotos GFM, reforma del código de red y contratación de servicios de estabilidad para avanzar hacia un sistema con muy alta penetración renovable.
Reino Unido
En Gran Bretaña, National Grid ESO y Ofgem han incorporado la “Grid Forming Capability” de forma explícita en el Grid Code a través de la modificación GC0137, que define por primera vez unos requisitos mínimos de comportamiento para plantas grid forming y los integra en las condiciones de conexión, el proceso de cumplimiento y los datos de planificación. Paralelamente, los programas Stability Pathfinders han servido como banco de pruebas comercial: se han contratado unos 36 GVA·s de inercia equivalente mediante una combinación de condensadores síncronos y BESS con inversores grid forming, lo que cubrirá alrededor de un tercio de la necesidad mínima de inercia del sistema británico cuando estén totalmente operativos. El Reino Unido es, por tanto, un ejemplo de cómo pasar de especificaciones técnicas y pilotos a requisitos de código y contratos de largo plazo para capacidades grid forming.
A partir de estos casos y de la información disponible para otros países, se puede resumir el estado actual de la siguiente forma:
| País / Región | Situación normativa GFM | Comentario breve |
|---|---|---|
| Unión Europea (NC RfG 2.0) | Código europeo en revisión para introducir requisitos GFM obligatorios | ENTSO E y la Comisión preparan NC RfG 2.0 y documentos de implementación que harán obligatoria la capacidad grid forming para nuevos módulos de parque eléctrico y BESS de mayor tamaño |
| España | Especificación técnica ET-GFM publicada por REE (no aún plenamente obligatoria) | Documento técnico de referencia que define funcionalidades GFM para renovables y BESS; se usará como base para futuros requisitos vinculantes ligados a NC RfG 2.0 |
| Italia | Anexos de Grid Code avanzados y consulta específica GFM | El Grid Code ya exige funciones avanzadas a FV y BESS; Terna consulta a la industria para formalizar requisitos GFM explícitos sobre esa base |
| Polonia | Aún sin anexo nacional GFM detallado; alineamiento con NC RfG 2.0 | Se aplican NC RfG 1.0 y borradores de RfG 2.0; la discusión industrial asume que los requisitos GFM se incorporarán en próximos desarrollos del código de conexión |
| Rumanía | Foco actual en reglas de conexión y capacidad de red; GFM pendiente de incorporación explícita | ANRE y Transelectrica han reformado los mecanismos de asignación de capacidad; la trasposición de NC RfG 2.0 obligará a introducir requisitos concretos para inversores y BESS GFM |
| Chile | Requisitos mínimos para IBR con distinción GFL/GFM en elaboración | El Coordinador ha definido requisitos y procedimientos de pruebas para tecnologías GFM; la CNE trabaja en exigencias de inercia y cortocircuito donde los BESS GFM juegan un rol relevante |
| Australia | National Electricity Rules (NER) actualizadas para conexión GFM e inercia sintética Código de red reformado para reconocer aportación de GFM a estabilidad y servicios de red | ARENA ha financiado 430 MW en cinco baterías GFM y ha adaptado las reglas de acceso para reconocer su capacidad de aportar inercia sintética y "system strength". |
| Reino Unido | Grid Code modificación GC0137 con requisitos mínimos de "Grid Forming Capability" para nuevas plantas | Stability Pathfinders han contratado 36 GVA·s de inercia equivalente (1/3 de la necesidad mínima del sistema) mediante BESS GFM y condensadores síncronos. |
Aunque el impulso regulatorio es claro, la implantación efectiva de proyectos grid forming se enfrenta a varios retos comunes en todos estos mercados:
- Madurez tecnológica y modelado: los controles GFM son más complejos que los esquemas GFL tradicionales y requieren modelos EMT detallados, bancos de pruebas HIL y validaciones extensivas para garantizar un comportamiento robusto en redes reales.
- Claridad regulatoria y de remuneración: en muchos casos aún no están completamente definidos ni los parámetros exactos de los requisitos GFM ni los mecanismos de remuneración por servicios de estabilidad (inercia sintética, FFR, black‑start, POD), lo que introduce incertidumbre en los modelos de negocio.
- Integración sistema‑activo: la coexistencia de generación síncrona residual, convertidores GFL y nuevos recursos GFM obliga a un rediseño progresivo de protecciones, esquemas de control jerárquico y estrategias de operación, especialmente en redes débiles o muy malladas.
- Impacto en CAPEX/OPEX y bancabilidad: la necesidad de sobredimensionar convertidores y BESS, así como de acometer estudios avanzados y procesos de certificación más exigentes, incrementa el coste de proyecto; este sobrecoste debe compensarse con ingresos adicionales o con una percepción de menor riesgo sistémico por parte de financiadores y offtakers.
4. Implicaciones económicas y de bancabilidad del Grid Forming
Para un promotor o financiador, la pregunta clave no es solo si el grid forming es técnicamente posible, sino cuánto cuesta, qué ingresos adicionales puede capturar y qué riesgo asume si no se anticipa a los cambios regulatorios.
En un BESS típico, el sistema de conversión de potencia (PCS/inversor) representa una fracción relevante del coste de hardware, siendo el resto principalmente baterías y obra eléctrica. Los inversores con funcionalidades grid forming incorporan controles y protecciones más avanzados, lo que históricamente suponía un pequeño sobrecoste frente a los PCS grid-following. Algunos análisis recientes para Europa estiman un incremento de hasta un 5 % en el CAPEX del propio inversor cuando se opta por versiones GFM, lo que se traduce en un impacto del orden de 1–2 % sobre el CAPEX total del BESS en muchos casos. Al mismo tiempo, en mercados maduros como Australia se empieza a considerar que el coste de un PCS GFM es ya prácticamente equivalente al de uno GFL cuando se tienen en cuenta los ahorros en refuerzos de red y cargos por debilidad de sistema.
En el lado de los ingresos, existen ya productos y contratos que remuneran explícitamente la capacidad de aportar inercia sintética, cortocircuito o estabilidad en redes débiles. En Australia, Hornsdale Power Reserve ha demostrado que un gran BESS puede reducir de forma muy significativa los costes de estabilización del sistema a la vez que genera ingresos relevantes combinando servicios de frecuencia (FCAS) y arbitraje energético. En el Reino Unido, el programa Stability Pathfinders de National Grid ESO ha adjudicado cientos de millones de libras en contratos para servicios de estabilidad (inercia, cortocircuito, soporte de tensión), incluyendo varios BESS con inversores grid forming en Escocia. En Alemania, los TSOs han lanzado productos específicos de inercia que remuneran con del orden de varios miles de euros por MW y año a las baterías con inversores GFM capaces de emular inercia de forma fiable.
El otro lado de la ecuación es el coste de no anticiparse. La revisión del código europeo NC RfG 2.0 y documentos como la ET-GFM de REE apuntan a que la capacidad grid forming será obligatoria, al menos, para determinados módulos de parque eléctrico y sistemas de almacenamiento de cierto tamaño en un horizonte de pocos años. Proyectos diseñados hoy solo como GFL podrían enfrentarse en el futuro a requisitos de retrofit o limitaciones para acceder a ciertos productos de red o mercados de servicios de estabilidad, con costes de adaptación potencialmente más altos que si se hubieran previsto desde el diseño. Desde el punto de vista de bancabilidad, algunos financiadores empiezan a valorar positivamente que un proyecto BESS o híbrido FV+BESS incorpore desde el inicio capacidad grid forming cuando permite conectarse en nodos débiles o abre la puerta a contratos de estabilidad ya existentes.
En términos prácticos, los escenarios de retrofit pueden ir desde actualizaciones de firmware y nuevas pruebas de conformidad sobre equipos ya instalados (en aquellos casos en los que el fabricante ha previsto modos avanzados de control y la planta dispone de margen térmico y de corriente suficiente) hasta actuaciones mucho más invasivas que implican sustituir el PCS, modificar obra eléctrica o aceptar una reducción de vida útil o de capacidad utilizable del activo. Cuanto más ajustado haya sido el diseño original (por ejemplo, en términos de sobredimensionamiento del inversor, margen térmico o espacio en celdas), mayor es el riesgo de que el retrofit se parezca más a un repowering que a una simple actualización, con el consiguiente impacto en CAPEX y en la disponibilidad del activo durante las obras.
Desde la perspectiva de los financiadores, la fotografía actual es dual: hoy por hoy la mayoría de bancos y fondos sigue financiando proyectos diseñados como grid‑following siempre que cumplan el código de red vigente y no se identifiquen riesgos específicos de estabilidad en los estudios de conexión. Sin embargo, en operaciones de due diligence avanzadas ya empieza a ser habitual que los asesores técnicos analicen explícitamente la capacidad del activo para adaptarse a futuros requisitos grid forming (por ejemplo, verificando si el PCS dispone de modos GFM, si el layout y los transformadores admiten sobredimensionamiento futuro o si el promotor tiene una hoja de ruta clara de retrofit), y esa lectura cualitativa empieza a reflejarse en el apetito de riesgo, en la valoración de escenarios “merchant” y en la preferencia por activos considerados “future‑proof”.
En resumen, el sobrecoste técnico del grid forming parece estar convergiendo hacia un rango moderado, mientras que los riesgos de no incorporarlo (perder acceso a mercados de estabilidad, afrontar retrofits forzosos o no cumplir futuros códigos de red) tienden al alza.
Las referencias actuales sobre volúmenes contractuales se traducen en señales de precio significativas. En el caso británico, el primer paquete de contratos de Stability Pathfinders movilizó en torno a 328 millones de libras en pagos por inercia y cortocircuito durante la vigencia de los contratos, con una parte relevante adjudicada a activos de nueva construcción, incluidos BESS con inversores grid forming. En Australia, análisis de mercado muestran que, solo en julio‑agosto de 2025, los precios medios diarios del servicio Very Fast FCAS “Lower 1 Second” en Australia del Sur superaron los 300 AUD/MWh en múltiples días, concentrando más de la mitad de los ingresos de baterías como Hornsdale o Torrens Island en ese periodo. Son órdenes de magnitud que ilustran que los servicios de estabilidad ya representan una fuente de ingresos material para los proyectos mejor posicionados.
5. Proyectos de referencia
Aunque la tecnología grid forming está todavía en fase de despliegue, ya existen proyectos reales que permiten aterrizar su potencial y sus implicaciones económicas.
• Hornsdale Power Reserve (Australia).
El “Tesla Big Battery” de Hornsdale, en Australia del Sur, se puso inicialmente en marcha como un BESS grid‑following de 100 MW / 129 MWh y se amplió en 2019 hasta 150 MW / 194 MWh para demostrar servicios de inercia sintética y respuesta de frecuencia muy rápida. Diversos análisis estiman que en su primer año de operación redujo del orden de 40 millones de dólares australianos los costes de estabilización del sistema, al sustituir parte de los servicios de regulación prestados por generación convencional. Entre la puesta en servicio y finales de 2019 generó aproximadamente 50 millones de dólares australianos en ingresos combinando servicios de frecuencia (FCAS) y arbitraje energético, actuando como “proof of concept” de que un gran BESS puede ser rentable prestando servicios de estabilidad. La ampliación HPRX añadió un modo de control tipo máquina síncrona virtual (Virtual Machine Mode) que emula inercia y ha demostrado la capacidad de aportar varios cientos de MW·s de inercia sintética al sistema de Australia del Sur.
• Stability Pathfinders (Reino Unido).
National Grid ESO ha lanzado varios programas “Stability Pathfinders” para contratar inercia, nivel de cortocircuito y soporte de tensión a nuevas tecnologías. En la Fase 2, centrada en Escocia, se adjudicaron diez contratos, de los cuales cinco correspondieron a sistemas BESS equipados con inversores grid forming (por ejemplo, Blackhillock 200 MW / 400 MWh, Kilmarnock South 200 MW / 400 MWh o Coylton 19 MW). Estos activos aportarán del orden de 6,7 GVA·s de inercia equivalente al sistema escocés y se consideran algunas de las primeras aplicaciones a gran escala de inversores grid forming conectados a la red de transporte en Europa. En conjunto, las distintas rondas de Pathfinders han movilizado en torno a 300–330 millones de libras en contratos de estabilidad, lo que da una idea del valor económico que los TSOs empiezan a asignar a estos servicios.
• ViSync en Lanzarote–Fuerteventura (Islas Canarias).
En el proyecto ViSync, la filial tecnológica de REE (Elewit) y su participada Hesstec están desarrollando en Lanzarote un sistema híbrido de almacenamiento que combina un compensador síncrono virtual de 18,8 MVA con una solución híbrida de 16 MW basada en baterías de ion‑litio y ultracondensadores. El sistema está diseñado para operar en modo síncrono grid forming y proporcionar estabilidad de tensión y frecuencia al conjunto del sistema Lanzarote–Fuerteventura, uno de los primeros casos en el mundo donde un sistema de almacenamiento híbrido pasa a desempeñar funciones equivalentes a las de un compensador síncrono clásico. Este tipo de proyectos insulares muestra cómo las capacidades GFM pueden permitir incrementar la penetración renovable sin comprometer la seguridad de suministro en redes con muy baja inercia.
• Baterías y servicios DS3 en Irlanda.
Irlanda ha impulsado el despliegue de BESS a través del programa DS3 (“Delivering a Secure, Sustainable Electricity System”), que contrata servicios de respuesta rápida de frecuencia y reservas para operar el sistema con hasta un 75 % de generación renovable instantánea. Proyectos como Kilathmoy (11 MW / 5,6 MWh) y Kelwin‑2 (26 MW), desarrollados por Statkraft, han demostrado en eventos reales de subfrecuencia la capacidad de inyectar potencia en menos de 200 milisegundos, estabilizando la red durante uno de los eventos de frecuencia baja más prolongados de los últimos años. Las baterías contratadas bajo DS3 reciben pagos fijos por una cesta de servicios (incluyendo FFR de 0,1–10 segundos), lo que ha creado un caso de negocio claro para storage orientado a servicios de estabilidad más que solo a arbitraje energético.
• Microred de Wildpoldsried (Alemania).
En la localidad bávara de Wildpoldsried, Siemens y varios socios implementaron dentro del proyecto IREN2 una microred capaz de operar en isla alimentada exclusivamente por generación renovable distribuida (fotovoltaica, biogás, etc.), utilizando electrónica de potencia avanzada y estrategias de control tipo grid forming En este demostrador se consiguió desacoplar una parte de la red de baja tensión del sistema principal y mantener un funcionamiento estable en modo isla, validando bajo condiciones reales que un conjunto de inversores controlados adecuadamente puede asumir el papel de “columna vertebral” de tensión y frecuencia en ausencia de máquinas síncronas.
En conjunto, estos proyectos (y otros similares en Azores, Creta o Cerdeña) muestran que el grid forming ha pasado de ser un concepto de laboratorio a una herramienta que ya se está utilizando para operar redes débiles, sistemas insulares y zonas con muy alta penetración renovable, con contratos y flujos de ingresos que empiezan a ser significativos.
6. Conclusión
La tecnología grid forming está dejando de ser un concepto de laboratorio para convertirse en uno de los pilares de la red eléctrica del futuro, especialmente en sistemas con alta penetración de recursos basados en inversores y niveles decrecientes de inercia síncrona.
Para las plantas fotovoltaicas y los sistemas BESS, esto supone pasar de un rol pasivo de “seguidor de red” a un rol activo de “formador de red”, capaz de aportar inercia sintética, estabilidad de tensión y servicios avanzados como black‑start o islanding controlado. El coste y la complejidad de diseño aumentan, pero también lo hace el valor potencial que estos activos pueden capturar a través de nuevos productos de mercado y de una mayor relevancia sistémica.
Desde el punto de vista de promotores e inversores, los elementos clave en los próximos años serán:
- Entender qué requisitos grid forming serán exigibles en cada país y en cada ventana temporal, y cómo afectan al diseño técnico de los proyectos (inversores, BESS, estrategias de control y reserva de capacidad).
- Integrar estos requisitos en los modelos económico‑financieros, cuantificando de forma realista tanto los sobrecostes (CAPEX/OPEX adicionales) como los ingresos potenciales por servicios de estabilidad y la mejora en la percepción de riesgo del activo.
- Gestionar la transición tecnológica sin sobre reaccionar: identificar qué proyectos deben ser GFM desde el inicio y cuáles pueden seguir operando bajo esquemas GFL robustos, en función de su ubicación en red, su tamaño y el calendario regulatorio.
En este contexto, una consultoría técnica independiente puede aportar valor en tres niveles muy concretos:
- Traducción regulatoria a especificaciones de proyecto: interpretar códigos de red, ET‑GFM, anexos de Grid Code y borradores de NC RfG 2.0, y convertirlos en requisitos claros para pliegos de compra de inversores y BESS, estudios de conexión y acuerdos contractuales.
- Revisión técnica y de riesgos: analizar diseños de control GFM, modelos de fabricante y resultados de simulaciones, identificando riesgos técnicos y de integración en red que puedan afectar a la disponibilidad, al cumplimiento regulatorio o a la bancabilidad del proyecto.
- Acompañamiento estratégico: ayudar a promotores, utilities y financiadores a decidir en qué proyectos tiene sentido apostar ya por grid forming, cómo estructurar carteras híbridas GFL/GFM y cómo posicionarse para capturar los nuevos productos de estabilidad que irán apareciendo en cada mercado.
De esta manera, la tecnología grid forming deja de ser un “riesgo difuso” ligado a la electrónica de potencia y se convierte en una oportunidad concreta para construir activos renovables y de almacenamiento más resilientes, con un encaje sólido tanto en el sistema eléctrico como en los modelos de financiación a largo plazo.
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