Sistema solar híbrido con baterías: acople AC o DC

Respuesta corta

Un sistema híbrido combina módulos fotovoltaicos, baterías y conexión a la red. Con acople en continua, las baterías comparten el bus de corriente continua con los módulos a través de un inversor híbrido. Con acople en alterna, un inversor de baterías se añade en el lado de alterna a un sistema solar existente. En ambos casos el respaldo exige separar la instalación de la red antes de alimentar la carga crítica.

Tres tipos de sistema

Conectado a la red (on-grid): los módulos alimentan la instalación y exportan o consumen el excedente. Sin red, el inversor se desconecta y no hay suministro.
Híbrido: añade baterías. Almacena excedentes, desplaza consumo y, según el equipo, mantiene una parte de la instalación en servicio cuando falla la red.
Aislado (off-grid): sin conexión a la red. Módulos, baterías y generador de respaldo son la única fuente.

Esta guía trata el híbrido. Un sistema de almacenamiento a escala de planta, con su propia subestación, se aborda en la guía de comisionamiento de sistemas BESS; el acople en AC o en DC a esa escala se trata en BESS acoplado en AC o en DC en parques solares.

Acople en continua

El inversor híbrido tiene entradas para los strings fotovoltaicos y para la batería, y ambos comparten un bus de corriente continua interno. El inversor convierte a alterna una sola vez para la instalación y la red. Las arquitecturas de conversión se comparan en inversor string, microinversor u optimizador.

La energía que va del módulo a la batería no pasa por una conversión a alterna intermedia.
El sistema solar y las baterías se dimensionan y se compran juntos, con un solo equipo.
La capacidad del equipo en continua y en alterna debe revisarse con la hoja de datos del fabricante; la relación entre ambas se explica en relación DC/AC del inversor y recorte.

Acople en alterna

El campo fotovoltaico tiene su propio inversor, conectado al tablero de la instalación. En ese mismo tablero se agrega un inversor-cargador de baterías (inversor de baterías), que carga la batería desde la alterna y descarga hacia ella.

Permite agregar baterías a un sistema solar ya instalado sin cambiar su inversor.
La energía solar que va a la batería pasa por conversión a alterna y de nuevo a continua.
Para el respaldo, el inversor de baterías forma una red local con los circuitos críticos y regula la potencia del inversor solar, normalmente variando la frecuencia, según lo que declare el fabricante.

Funcionamiento del respaldo cuando falla la red

01Pérdida de la redEl sistema detecta la ausencia de tensión o la salida de los rangos de operación
02Desconexión de la redEl inversor cesa de energizar la red del operador; el RETIE fija un máximo de 2,0 s
03Red local de respaldoEl inversor de baterías o híbrido alimenta solo los circuitos de carga crítica
04Regreso de la redEl sistema espera la recuperación estable de la tensión y se reconecta con las condiciones pactadas

Carga crítica y tablero de respaldo

No toda la instalación se respalda. El diseño separa los circuitos que deben seguir con energía (iluminación, equipos de comunicaciones, refrigeración, equipos médicos) en un tablero de respaldo, y deja el resto sin servicio durante la falla. La potencia y la energía de la batería definen cuánto tiempo y cuántas cargas se sostienen; ese cálculo es del diseñador del sistema.

El tablero de respaldo es una instalación independiente del tablero general mientras dura la falla de la red. Debe impedir que el sistema retroalimente la red: este es el requisito de seguridad que protege al personal del operador que trabaja en la línea desenergizada.

Qué dice la normativa en Colombia

RETIE 2024 (Resolución 40117 de 2024).

El artículo 3.17.3 trata las baterías o sistemas de acumulación: conectores antioxidantes sin tensión mecánica, un medio de desconexión accesible y a la vista del banco, rotulado con la tensión nominal y la corriente máxima de cortocircuito disponible, y un dispositivo limitador de corriente cuando la corriente de cortocircuito del banco supera la capacidad de los equipos. Los sistemas que superen la energía umbral de la tabla 3.17.3.a (por ejemplo, 20 kWh en baterías de litio) atienden la sección 1206.2 del International Fire Code 2021.
El artículo 2.3.28 pide que el controlador proteja la batería contra sobrecarga y sobredescarga.
El artículo 3.17.21 exige a los inversores protección de isla y respuesta a la recuperación de la red.

NTC 2050. La segunda actualización (2019) se basa en la NFPA 70 versión 2017, según el RETIE. La conexión de fuentes en paralelo con la red está en la sección 705, que el RETIE cita para el punto de conexión y la placa de identificación. La NFPA 70-2017 trata el almacenamiento de energía en una sección propia (706); confirme su numeración y alcance en la edición adoptada.

CREG. Los conceptos de la CREG de 2025 y 2026 sobre la Resolución 174 de 2021 indican que no hay límite para instalar almacenamiento dentro de un generador distribuido y que el formulario de conexión simplificado de la Circular 021 de 2022 permite declararlo. La capacidad instalada es la suma de las capacidades nominales de los inversores en alterna, haya o no almacenamiento. En otro concepto de 2025, la CREG separó los sistemas de suministro de emergencia, con baterías que solo respaldan ante cortes y con transferencia o garantía de no inyección, del ámbito de esa resolución. Si su sistema exporta a la red, se trata como generación distribuida o autogeneración.

Para los trámites, vea la guía de autogeneración a pequeña escala (AGPE). La regulación de las baterías en el SIN está en almacenamiento con baterías: regulación en Colombia.

Qué revisar al diseñar o poner en servicio

Que el inversor solo se reconecte a la red cuando esta se estabilice, con las condiciones pactadas con el operador.
Que el tablero de respaldo no pueda energizar la red.
Que el banco de baterías tenga el medio de desconexión, el rótulo y el limitador que pide el RETIE, y la ventilación y la protección contra incendio que corresponda a su química y a su energía.
Que la batería, el inversor y el controlador sean compatibles en tensión, corriente y comunicación.
Que se haya declarado el almacenamiento al operador de red.

Errores frecuentes

Alimentar desde el respaldo un circuito que no se separó de la red, con riesgo de retroalimentarla.
Dimensionar la carga crítica con la potencia nominal de los equipos y no con su corriente de arranque.
Mezclar baterías de capacidades, edades o tecnologías distintas en un mismo banco.
Instalar el banco sin el medio de desconexión, el rótulo o la ventilación que pide su tecnología.
No declarar el almacenamiento al operador de red al tramitar la conexión.

Qué hacemos en Tiza Group

El diseño del sistema híbrido de una vivienda o un comercio lo hace su proyectista. Cuando el proyecto sube de escala o necesita conexión y protecciones de conexión, nuestro equipo de ingeniería primaria trabaja a distancia con la información de su proyecto, y hacemos la puesta en servicio de las plantas solares con las pruebas y la documentación que pide el operador de red.

Guías relacionadas

Referencias

Ministerio de Minas y Energía de Colombia, Resolución 40117 de 2024 (RETIE), artículos 2.3.28, 3.17.3 y 3.17.21, y Título 24 (NTC 2050 segunda actualización, base NFPA 70-2017).
CREG, Resolución 174 de 2021, Circular 021 de 2022, y conceptos de 2025 y 2026 (gestornormativo.creg.gov.co).
IEC 62109-1 e IEC 62109-2, seguridad de convertidores de potencia fotovoltaicos.
International Fire Code 2021, sección 1206.2 (referida por el RETIE).

Preguntas frecuentes

¿Puedo agregar baterías a un sistema solar que ya tengo conectado a la red?

Sí, y la forma más común es el acople en alterna: se añade un inversor-cargador de baterías en el lado de alterna sin tocar el inversor solar. Su viabilidad depende de que el inversor existente y el de baterías sean compatibles en control y de que la conexión se declare y se apruebe ante el operador de red.

¿La CREG limita las baterías en un autogenerador?

Según conceptos de la CREG de 2025, no hay un límite para instalar almacenamiento dentro de un generador distribuido, y el almacenamiento se declara en el formulario de conexión simplificado de la Circular CREG 021 de 2022. La capacidad que cuenta es la nominal en alterna de los inversores, haya o no almacenamiento.

¿Qué pasa con el sistema híbrido cuando se va la red?

El sistema debe desconectarse de la red antes de alimentar la carga de respaldo, porque no puede energizar la red del operador. El RETIE 2024 exige que el inversor cese de energizar la red en no más de 2,0 s tras perder la tensión. Luego el sistema alimenta solo los circuitos de carga crítica conectados al tablero de respaldo.