Restabelecer o fornecimento de energia a uma rede elétrica nem sempre exige a ativação de uma usina convencional. Na República Dominicana, um sistema de baterias de 36 MW e 40 MWh energizou com sucesso até 70 quilômetros de linhas de transmissão de 138 kV e 69 kV sem a necessidade inicial de uma fonte externa para estabelecer as condições elétricas de operação.
O aspecto singular da operação residia no fato de o próprio sistema de armazenamento ser capaz de estabelecer as referências de tensão e frequência necessárias para alimentar a infraestrutura. Essa capacidade, conhecida como partida a frio , permite que uma rede elétrica inicie a recuperação sem depender de uma fonte de energia externa.
A experiência ilustra uma das aplicações da tecnologia de formação de rede , que permite que os inversores se comportem como fontes de tensão e assumam funções tradicionalmente associadas a máquinas síncronas em usinas elétricas convencionais.
“Não é que o acompanhamento da rede seja ruim, mas nos deu a estabilidade necessária para atingirmos o nível atual de operação do sistema. Porém, à medida que a penetração de energias renováveis aumentar, teremos que começar a operar principalmente com a formação da rede”, afirmou Valentín Romero , Engenheiro de Aplicações de Sistemas de Armazenamento de Energia (ESS) para a América Latina da Sungrow, durantea Future Energy Summit (FES) Peru 2026 .
Enquanto os inversores seguidores de rede precisam seguir uma referência elétrica existente, os inversores formadores de rede podem estabelecer uma utilizando seus próprios algoritmos de controle. Essa diferença torna-se relevante dado o crescimento da geração de energia solar e eólica, cuja integração pode reduzir a participação relativa das máquinas síncronas convencionais e, consequentemente, a inércia disponível nos sistemas elétricos.
Uma inércia menor pode acelerar as variações de frequência em resposta a perturbações e reduzir o tempo disponível para que os mecanismos de controle respondam, aumentando a necessidade de tecnologias capazes de contribuir para a estabilidade da rede elétrica.
A República Dominicana adiciona requisitos para armazenamento.
Segundo a Comissão Nacional de Energia (CNE), a República Dominicana encerrou 2025 com 25% de participação de energias renováveis na geração de eletricidade , mantendo a meta de atingir 30% até 2030. O avanço dessas fontes introduz novas necessidades de flexibilidade e suporte para sustentar a operação do Sistema Elétrico Interligado Nacional (SENI).
Em paralelo, a Superintendência de Eletricidade aprovou as resoluções SIE-164-2025-MEM e SIE-178-2025-MEM , que estabelecem os procedimentos de autorização e os requisitos técnicos para sistemas de armazenamento, especialmente aqueles associados a projetos de geração renovável variável.
O quadro regulamentar aborda aspetos relacionados com a estabilidade elétrica, a regulação da frequência e da tensão e a resposta das instalações a perturbações. Estas condições alargam os critérios que os promotores devem considerar ao conceberem projetos e ao selecionarem equipamentos.
A mudança coincide com uma nova fase de contratação. A República Dominicana abriu uma licitação em 2 de novembro para até 200 MW e 800 MWh de baterias , exclusivamente para parques solares e eólicos existentes que possuem contratos de fornecimento de longo prazo com distribuidores.
A licitação, com adjudicação prevista para 25 de fevereiro de 2027 , exige sistemas com quatro horas de operação, contratos de fornecimento de 15 anos e um período de implementação de 12 meses. Além disso, a capacidade de armazenamento não pode exceder 50% da capacidade nominal do parque de energia renovável associado.
O país também está preparando outra chamada para projetos com concessão definitiva, abrangendo entre 600 e 900 MW de nova geração renovável , acompanhada de armazenamento equivalente a 50% da capacidade de geração e com duração de quatro horas.
A expansão planejada da capacidade instalada traz à tona uma questão técnica: quais serviços as baterias terão que fornecer e como seu desempenho será verificado em redes com uma participação crescente de geração conectada a inversores.
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Da inércia sintética ao controle de oscilações
Romero apresentou simulações nas quais os inversores Sungrow recuperaram condições estáveis em resposta a mudanças na relação de curto-circuito ( SCR ), de um valor de 40 para 1. Este último cenário representa uma rede consideravelmente mais fraca, onde a manutenção da estabilidade requer respostas de controle mais exigentes.
A tecnologia também permite ajustar o comportamento do equipamento em resposta a perturbações e modificar a velocidade com que ele responde a mudanças de frequência.
“Através de diferentes configurações da constante de inércia, podemos obter um comportamento em que o sistema simula ser uma máquina com maior ou menor inércia”, explicou o especialista.
Essa característica é conhecida como inércia sintética e permite a reprodução de certas respostas de máquinas síncronas. Em termos operacionais, oferece a possibilidade de configurar como o armazenamento fornece ou absorve energia em resposta às variações do sistema.
Os inversores também podem controlar as flutuações de energia e fornecer corrente reativa para manter a tensão. Essas funções podem ser mantidas tanto durante a injeção quanto durante a absorção de energia, aproveitando a natureza bidirecional dos sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS).
“É importante mencionar que essa é uma capacidade da tecnologia; nem todos os sistemas a serem instalados precisam necessariamente atender a essas capacidades”, alertou Romero.
Essa distinção é relevante para desenvolvedores e operadores, uma vez que a seleção de recursos deve responder às condições do ponto de conexão e aos requisitos específicos do sistema elétrico, em vez de aplicar uma configuração uniforme a todas as instalações.
Os testes que precisarão dar suporte aos novos recursos
Antes de conectar um sistema de armazenamento de energia em baterias (BESS) equipado com controles avançados, os desenvolvedores devem verificar se sua resposta dinâmica é compatível com as condições da rede. Para isso, Romero identificou três etapas: modelagem dinâmica, testes de campo e certificação.
O primeiro passo pode incluir testes de hardware-in-the-loop , que utilizam simuladores digitais em tempo real para reproduzir o comportamento do sistema elétrico e avaliar as respostas dos conversores antes de sua instalação.
Os testes de campo verificam o desempenho durante o comissionamento, enquanto a certificação confirma a conformidade com os requisitos técnicos correspondentes. O processo também pode incluir verificações subsequentes para garantir que as condições sejam mantidas durante toda a vida útil da instalação.
Como contexto, em abril de 2026, a Sungrow concluiu uma campanha de validação de formação de rede com 14 cenários ao longo de 138 horas , verificada pela TÜV Rheinland. Os testes utilizaram uma plataforma de simulação de rede de 30 MW para reproduzir perturbações e condições operacionais exigentes.
A empresa também informou que suas equipes conseguiram estabelecer uma referência de tensão usando o apagão como ponto de partida em menos de 20 segundos, um resultado obtido em condições de teste e diferente da experiência apresentada na República Dominicana.
Para o mercado dominicano, onde os novos projetos de armazenamento devem atender a requisitos técnicos e operacionais específicos, esses recursos incorporam novas variáveis nos processos de seleção e certificação de tecnologia.
A experiência apresentada pela Sungrow reflete como os sistemas BESS podem passar da gestão de energia para o desempenho de funções ativas na estabilidade e recuperação de redes elétricas , uma transformação que começa a ganhar importância em mercados com maior penetração de energias renováveis.
Por Emilia Lardizabal
Por Florencia Guglielmetti
