Compensadores síncronos o baterías que forman red

España acaba de autorizar 1.400 millones de euros en compensadores síncronos. Chile modeló las dos opciones y concluyó que necesita las dos. Y Ecuador ya está obligando a instalar las baterías: solo que, de momento, sin pedirles el servicio que podrían prestar.

The Energy in Power  ·  Paulo Peña  ·  25 de octubre de 2026

1. Dos respuestas al mismo problema

Cuando un sistema retira centrales síncronas y las reemplaza por inversores, pierde tres servicios a la vez: inercia, corriente de cortocircuito y capacidad de controlar la tensión. Hay dos formas de reponerlos, y están compitiendo por el mismo presupuesto.

▪  La primera es comprar hierro que gira. España acaba de autorizar ocho compensadores síncronos a Red Eléctrica, del orden de 100 millones de euros por máquina, más otros 607 millones en e-STATCOM y reactancias. Son máquinas rotantes que no entregan energía útil: giran, y por girar reponen el servicio que se perdió al cerrar el carbón.

▪  La segunda es pedirle el trabajo a baterías que ya se están instalando. Un inversor formador de red no espera a medir la frecuencia para reaccionar: la fija. Da referencia de tensión y de ángulo, responde de forma instantánea y, a diferencia del compensador, además entrega y absorbe energía.

La tentación es tratarlas como alternativas y elegir una. El estudio chileno, que es el único de la región que modeló las dos, concluyó lo contrario: hacen falta las dos, y por una razón física muy concreta.

2. Lo único que la batería no sustituye

Las protecciones de una red eléctrica fueron diseñadas para detectar una falta por la corriente que aparece cuando ocurre. Ese diseño da por sentado que, detrás del punto de falta, hay máquinas capaces de entregar varias veces su corriente nominal durante unos milisegundos. Una máquina síncrona lo hace por física: su reactancia subtransitoria determina cuánta corriente entrega, y los rangos habituales la sitúan entre tres y siete veces la nominal.

Un inversor no puede hacer eso, por mucho que forme red. Su corriente está limitada por los semiconductores, típicamente entre 1,1 y 1,5 veces la nominal según cuánto se sobredimensione el convertidor. No es un problema de control ni de software: es el límite del silicio.

Gráfico 1. Corriente de falla aportada por cada tecnología, en múltiplos de la corriente nominal.

De ahí se sigue el reparto natural. La batería formadora de red aporta referencia, respuesta inmediata y energía. El compensador síncrono aporta la corriente de falla que las protecciones necesitan ver y que ningún convertidor puede dar. Y hay una advertencia que conviene no saltarse: Sajadi, Mather y Hodge muestran, con simulaciones de transitorios electromagnéticos, que un sistema con inversores seguidores de red colapsa igualmente cuando desaparece la última fuente de referencia, por muchos compensadores síncronos que haya. Su conclusión es explícita: ninguna cantidad de hierro basta sin activos formadores bien ubicados.

Tabla 1. Qué aporta realmente cada opción.

3. Chile las modeló juntas y puso cifras

La pregunta de si esto hace falta ya en América Latina tiene, hasta donde hay información pública, una sola respuesta documentada. Chile adoptó el ESCR —la razón de cortocircuito equivalente en el punto de conexión— como criterio de fortaleza de red: por encima de 3 se considera conexión segura, entre 1,5 y 3 sube el riesgo de operación inestable, y por debajo de 1,5 los modelos convencionales dejan de describir el fenómeno.

Gráfico 2. Umbrales del Coordinador Eléctrico Nacional y trayectoria del norte del sistema chileno.

▪  Con esa métrica cuantificó el déficit y lo repartió entre las dos tecnologías. Del orden de 1,5 GVA de compensadores síncronos hacia 2025 y 3,1 GVA en total en el norte hacia 2030. Y para el escenario con formadores de red, estimó que, manteniendo 1,5 GVA de compensadores, harían falta además unos 3,14 GVA de capacidad formadora hacia 2030.

▪  Después lo compró como servicio, no como obra. Licitación dentro de los servicios complementarios de control de tensión, del orden de 260 millones de dólares, 42 meses de ejecución y 25 años de remuneración. Transelec se adjudicó dos equipos y ENGIE anunció la conversión de una antigua unidad a carbón, que es la vía más barata de todas.

El detonante chileno es identificable y no se repite en todas partes: el retiro de alrededor del 65 % de unos 5.500 MW de carbón, concentrado en una zona, combinado con conexión masiva de inversores en una red larga y radial. Donde no concurren esas tres cosas, la urgencia es otra.

4. Ecuador ya está pagando la mitad de la solución

Ecuador no tiene hoy el problema español. Su matriz es predominantemente hidroeléctrica, y una central hidroeléctrica es una máquina síncrona girando: inercia real, corriente de falla real, regulación de tensión real. Comprar compensadores síncronos ahora sería resolver algo que todavía no duele, mientras la restricción verdadera es de energía y de capacidad firme en la punta nocturna, que el 13 de agosto de 2026 llegó a 5.624,59 MW a las 19:30.

Pero aquí aparece el detalle que hace esta comparación interesante para el país. La Regulación ARCONEL-005/25 ya obliga a cada central renovable no convencional de más de 10 MW y hasta 100 MW a instalar baterías por el 10 % de su potencia nominal, con cuatro horas de carga y descarga. Es decir: Ecuador ya decidió pagar el activo. Lo que no ha decidido es qué le va a pedir.

▪  La diferencia entre un inversor seguidor y uno formador no es un activo nuevo. Es una especificación de compra. No es solo firmware —exige margen de corriente y un diseño de control y de protección distinto— pero el coste incremental sobre una batería que de todos modos se va a instalar es de otro orden de magnitud que construir una máquina rotante de cien millones.

▪  Y la ventana regulatoria está abierta ahora mismo. La Disposición Transitoria Cuarta de la 005/25 encarga a ARCONEL emitir una regulación específica de almacenamiento y definir los servicios auxiliares. Una exigencia de capacidad formadora para esas baterías obligatorias, y un umbral de ESCR en el Código de Conexión, caben ahí sin reformar nada más.

Es la tercera vez que esta publicación se topa con el mismo patrón. La regulación compra el equipo y no pone precio al servicio: la batería del 10 % se exige y se remunera dentro de un único precio de energía de 8,036 ¢USD/kWh; el seguidor solar desplaza producción hacia la rampa de la tarde y el contrato no lo distingue; y ahora el inversor podría formar red y nadie se lo está pidiendo.

Conclusión

▪  No son alternativas, son complementos, y el reparto lo decide la física. La batería formadora da referencia, respuesta inmediata y energía. El compensador síncrono da la corriente de falla que el silicio no puede dar. Chile lo modeló así: 1,5 GVA de hierro más del orden de 3,14 GVA de capacidad formadora.

▪  En la región, hoy, solo un mercado lo necesita con evidencia publicada. El norte de Chile, por retiro concentrado de carbón sobre una red larga y radial. Y ya lo está comprando.

▪  Para el resto, lo urgente no es la máquina: es el umbral escrito. Poner un ESCR mínimo en el código de conexión cuesta una regulación. Descubrirlo después de conectar las plantas cuesta compensadores a cien millones la unidad.

Ecuador tiene una oportunidad que no se va a repetir: está a punto de instalar una flota de baterías por mandato regulatorio, antes de tener el problema que esas baterías podrían resolver. ¿Vamos a comprar el equipo dos veces, o vamos a escribir en la regulación qué queremos que haga la primera?

Fuentes

• El Periódico de la Energía, octubre de 2026 — autorización del Ministerio para la Transición Ecológica a Red Eléctrica: ocho compensadores síncronos del orden de 100 millones de euros por unidad y 607 millones adicionales en e-STATCOM y reactancias, con traslado del coste al consumidor vía peajes.

• A. Sajadi, B. Mather y B.-M. Hodge — «Synchronous Condensers: Enhancing Stability in Power Systems with Grid-Following Inverters», arXiv:2604.02622, abril de 2026: el compensador síncrono no es un activo formador de red; rango de reactancia subtransitoria de 0,15 a 0,295 p.u. empleado en el gráfico 1; predominio de la capacidad sobre la constante de inercia y riesgo de desestabilización por mala ubicación.

• Límite de corriente de los convertidores: valor indicativo del orden de 1,1 a 1,5 veces la corriente nominal, según el sobredimensionamiento del equipo. Es un orden de magnitud de diseño, no un valor normativo.

• Coordinador Eléctrico Nacional de Chile — «Estudio de Inercia y Cortocircuito del SEN», resumen ejecutivo: criterio ESCR y umbrales de 3 y 1,5; proyección de red débil en el norte a 2025 y 2030; recomendación de 1,5 GVA de compensadores síncronos a 2025 y 3,1 GVA a 2030, y estimación de unos 3,14 GVA adicionales de capacidad formadora hacia 2030 en el escenario con grid forming. Retiro de alrededor del 65 % de unos 5.500 MW de carbón.

• Coordinador Eléctrico Nacional de Chile — licitación de compensadores síncronos como servicio complementario de control de tensión: del orden de 260 millones de dólares, 42 meses de ejecución y 25 años de remuneración. Adjudicación a Transelec y conversión por ENGIE de una antigua unidad a carbón.

• ENTSO-E — informe final sobre el apagón ibérico del 28 de abril de 2025 y recomendaciones de la CNMC, según el análisis publicado por la Asociación Empresarial Eólica: el control de tensión como factor central, y simulaciones que indican que una inercia mayor no habría evitado la pérdida de sincronismo.

• Regulación Nro. ARCONEL-005/25, Resolución ARCONEL-014/25 de 16 de octubre de 2025 — artículo 6 sobre almacenamiento obligatorio del 10 % de la potencia nominal con cuatro horas, artículo 23 sobre precios preferentes y Disposición Transitoria Cuarta. Regulación ARCONEL-001/24, Código de Conexión. Ministerio de Ambiente y Energía del Ecuador y CENACE — demanda máxima del 13 de agosto de 2026.