Una prueba realizada en Milán demostró que los inversores de instalaciones fotovoltaicas pueden seguir prestando servicios a la red eléctrica durante la noche, aun cuando los paneles no están generando energía. El ensayo suministró 500 kVAr de regulación de potencia reactiva durante cuatro horas consecutivas utilizando equipamiento solar ya instalado.
La experiencia fue realizada por el Politecnico di Milano en su red inteligente PoliGrid durante la madrugada del 8 al 9 de septiembre de 2026. La información fue difundida por la universidad el 11 de septiembre y adquirió mayor difusión internacional esta semana tras conocerse nuevos detalles técnicos de la prueba.
Entre la 1:00 y las 5:00 de la mañana, los inversores conectados a los sistemas fotovoltaicos instalados en los edificios universitarios proporcionaron 500 kVAr de potencia reactiva inductiva a la red de distribución de Milán. La prueba se desarrolló dentro de MiNDFlex, un proyecto piloto de Unareti, empresa operadora de la red de distribución local.
Los paneles no producen, pero el inversor continúa disponible
El aspecto tecnológico más interesante de la experiencia es el aprovechamiento nocturno de una infraestructura que normalmente permanece subutilizada cuando desaparece la radiación solar.
Durante el día, un inversor fotovoltaico transforma la corriente continua producida por los paneles en corriente alterna compatible con la red. Cuando los módulos dejan de producir por la noche, esa función principal cesa, pero la electrónica de potencia del inversor puede permanecer disponible para otras tareas si el equipo y su sistema de control están preparados para ello.
En el ensayo de Milán, esa capacidad fue utilizada para regular potencia reactiva, una variable que no debe confundirse con la energía activa que finalmente consumen hogares, comercios o industrias.
La potencia reactiva cumple una función técnica fundamental en las redes de corriente alterna. Su gestión contribuye al control de tensión y al funcionamiento adecuado del sistema eléctrico. Tradicionalmente, estos servicios han sido proporcionados por diferentes equipos de la propia red o por instalaciones de generación.
La experiencia italiana demuestra que parte de esa función puede ser asumida también por inversores fotovoltaicos existentes, incluso durante las horas en que los paneles solares no producen electricidad.
Cuatro horas continuas y una respuesta controlada
La prueba no consistió simplemente en configurar los inversores en un valor fijo. El sistema debía medir continuamente el intercambio de potencia reactiva en el punto de conexión y modificar las consignas de los equipos para mantener el servicio solicitado.
Los investigadores compararon el comportamiento real de PoliGrid con una línea de referencia calculada a partir de datos operativos registrados durante los días anteriores. De esa forma pudieron determinar qué parte del intercambio correspondía efectivamente al servicio de flexibilidad activado.
Según la información técnica divulgada, los sistemas fotovoltaicos participantes utilizan inversores Huawei SUN2000 y unidades de control SmartLogger 3000. Una arquitectura de Internet de las Cosas permite transmitir las instrucciones entre el sistema de gestión energética y los equipos individuales.
Para hacer posible la operación nocturna fue necesario configurar los sistemas de gestión de los inversores para que permanecieran activos cuando los módulos fotovoltaicos habían dejado de generar.
Una infraestructura existente adquiere una segunda función
Desde el punto de vista económico, el concepto resulta especialmente interesante porque no parte necesariamente de construir una nueva instalación dedicada exclusivamente a regular la red. Utiliza electrónica de potencia que ya fue adquirida para la generación fotovoltaica.
Filippo Bovera, investigador del Politecnico di Milano y representante de PoliGrid, explicó que durante la noche la capacidad de los inversores que no está siendo utilizada para convertir la electricidad de los módulos puede destinarse a servicios de potencia reactiva.
De acuerdo con los investigadores, los costos asociados al servicio quedan principalmente vinculados con las pérdidas eléctricas y el desgaste de los equipos. Al mismo tiempo, la instalación puede obtener una remuneración adicional por poner esa capacidad a disposición de la red.
El servicio fue contratado mediante el mercado piloto MiNDFlex de Unareti, que remunera la disponibilidad de capacidad de regulación de potencia reactiva. El Politecnico di Milano señala que, según el conocimiento del equipo investigador, se trataría de la primera prestación en Italia de un servicio de flexibilidad de potencia reactiva basado en mecanismos de mercado.
La afirmación corresponde al grupo responsable de la experiencia y debe entenderse dentro de ese alcance, sin extenderla a otras pruebas técnicas de inversores realizadas anteriormente en Italia o en otros países.
Más renovables exigen nuevas formas de controlar la red
El experimento forma parte de un cambio más amplio en los sistemas eléctricos. A medida que aumenta la participación de generación solar y eólica, también crece la cantidad de electrónica de potencia conectada a las redes.
Los inversores dejan así de ser considerados exclusivamente como dispositivos que convierten electricidad y comienzan a adquirir funciones vinculadas con regulación, respuesta dinámica y soporte de red.
Esto no significa que cualquier inversor fotovoltaico instalado pueda proporcionar automáticamente estos servicios. La capacidad depende del diseño del equipo, sus sistemas de control, las condiciones de conexión, la regulación técnica y la coordinación con el operador de la red.
Tampoco sustituye otras necesidades de infraestructura eléctrica. Redes de transmisión y distribución, almacenamiento, generación gestionable y sistemas de control continúan cumpliendo funciones diferentes y complementarias.
Una experiencia de interés para Uruguay
La prueba realizada en Milán constituye una referencia tecnológica de interés para Uruguay por la elevada participación de fuentes renovables en su sistema eléctrico.
Según datos oficiales del Ministerio de Industria, Energía y Minería, en 2025 el 98% de la generación eléctrica uruguaya tuvo origen renovable. La hidroelectricidad representó 46%, la energía eólica 34%, la biomasa 14% y la solar aproximadamente 4%.
La participación fotovoltaica uruguaya es todavía considerablemente menor que la eólica, pero continúa creciendo. Durante 2025 la potencia solar instalada aumentó 2% y la microgeneración fotovoltaica registró un incremento de 14%, de acuerdo con información presentada por la Dirección Nacional de Energía.
Uruguay cuenta además con una combinación de hidroelectricidad, biomasa y capacidad de intercambio regional que diferencia su sistema del italiano. Por esa razón, la experiencia de Milán no puede trasladarse directamente al Sistema Interconectado Nacional sin estudios técnicos específicos.
Sin embargo, plantea una cuestión relevante para la próxima etapa de la transición energética: cuánto valor adicional puede obtenerse de los equipos electrónicos que ya acompañan a la generación renovable.
UTE trabaja desde 2025 en proyectos vinculados con almacenamiento de energía renovable. A medida que se incorporen baterías y nueva generación fotovoltaica, aumentará también la presencia de inversores y otros dispositivos de electrónica de potencia capaces, técnicamente, de asumir funciones adicionales.
Obtener más servicios de la infraestructura ya instalada
La innovación demostrada en Milán no consiste en producir energía solar durante la noche. Los paneles permanecieron sin generación. Lo novedoso es utilizar durante esas horas parte de la capacidad electrónica instalada para una función diferente: colaborar con la regulación de la red.
La distinción es importante porque muestra una nueva dirección tecnológica. La transición energética no depende solamente de instalar más megavatios renovables; también requiere aprovechar de manera más eficiente los activos existentes y desarrollar sistemas capaces de participar activamente en la operación de redes cada vez más complejas.
Para Uruguay, donde la primera transformación de la matriz eléctrica ya alcanzó una elevada participación renovable, tecnologías de este tipo constituyen experiencias a observar en la búsqueda de mayor flexibilidad, estabilidad y eficiencia del sistema.
Fuentes principales
Politecnico di Milano, Department of Energy. (2026, 11 de septiembre). PoliGrid: Photovoltaic Inverters Supporting Power Grid Flexibility.
pv magazine. (2026, 17 de septiembre). PV inverters provide reactive power to Milan's grid at night.
Ministerio de Industria, Energía y Minería. (2026, 2 de enero). Uruguay mantiene su alta renovabilidad en la generación eléctrica.
UTE. (2026, 5 de junio). Almacenar: el nuevo desafío de la generación renovable.
ICI Forestal – Elaboración propia a partir de fuentes académicas, técnicas y oficiales. 18 de septiembre de 2026.
