Cómo garantizar la estabilidad de las redes eléctricas con una participación creciente de renovables

Una de las lecciones más importantes que hemos aprendido como ingenieros a lo largo de los años es que no existen sistemas perfectos ni infalibles. Todo sistema, por sofisticado que sea, funciona dentro de los límites definidos por sus especificaciones. Cuando se sale de ese régimen, el comportamiento puede ser impredecible.

El pasado 28 de abril fuimos testigos de un evento indeseado: el fallo de todo un sistema eléctrico, una de las infraestructuras más complejas y costosas jamás construidas por la humanidad. Este tipo de sistema agrupa a miles de profesionales de diversas áreas –ingeniería, economía, operaciones, mantenimiento, y más– que colaboran día a día para que la electricidad fluya de forma continua, invisible y silenciosa desde las plantas generadoras hasta los millones de consumidores.

Algo claramente salió fuera de lo previsto, provocando consecuencias de gran alcance. Aunque ahora abundan las hipótesis, necesitaremos días o incluso semanas para comprender con certeza lo ocurrido. Para aproximarnos a una explicación, conviene repasar cómo funciona y se mantiene en equilibrio un sistema eléctrico moderno.

Un equilibrio fundamental

Desde el punto de vista técnico, la red eléctrica está diseñada para mantener, en todo momento, un balance preciso entre la energía generada y la consumida. Cuando este equilibrio se rompe, incluso por milisegundos, pueden producirse inestabilidades transitorias. Si el desequilibrio persiste más allá de unos pocos segundos, el riesgo de un colapso del sistema se incrementa considerablemente.

En los sistemas de corriente alterna, la frecuencia de la señal eléctrica –50 Hz en Europa– actúa como indicador clave de este equilibrio. Una frecuencia superior a la nominal sugiere un exceso de generación; una frecuencia inferior, una carencia. Por ello, los Códigos de Red establecen márgenes estrictos de tolerancia tanto para la frecuencia como para la tensión.

Si un generador o subestación se desvía de esos márgenes, los sistemas de protección están diseñados para aislarlos automáticamente, evitando efectos indeseados o impredecibles. Cuando se habla de que el sistema “perdió generación”, generalmente se refiere a la desconexión de generadores causada por estas protecciones, ante condiciones anómalas. Esto es justo lo que pasó el pasado día 28 y provocó una cadena de eventos llevándonos al apagón.

¿Cómo mantener la estabilidad de la red?

Históricamente, la estabilidad de la red eléctrica dependía de la llamada “masa rotativa”: la inercia mecánica de los grandes generadores síncronos conectados directamente a la red. Esta inercia actuaba como un amortiguador natural frente a perturbaciones rápidas, ayudando a mantener la frecuencia estable frente a cambios bruscos en la generación o la demanda.

Sin embargo, las fuentes renovables modernas, como la solar fotovoltaica y la eólica, no disponen de esta capacidad. Están conectadas a la red mediante convertidores electrónicos de potencia, los cuales, por su diseño, no reaccionan de forma automática a las variaciones de frecuencia ni participan activamente en el control de la tensión, salvo que se programen específicamente para ello.

Además de su dimensión técnica, el sistema eléctrico es un ecosistema económico sofisticado. Funciona mediante diferentes mercados, principalmente el mercado de energía (que define el mix de generación horaria) y el mercado de servicios de ajuste (que garantiza el equilibrio en tiempo real incluso ante contingencias).

Estos mercados buscan minimizar el coste global de la energía, pero la incorporación creciente de renovables –que, una vez instaladas, generan a coste marginal cero– aumenta la necesidad de servicios auxiliares para asegurar la estabilidad del sistema. En otras palabras, lo que se gana en eficiencia económica puede requerir mayores inversiones en fiabilidad operativa.

Cuando las renovables son mayoritarias

El mes de abril, caracterizado por baja demanda eléctrica (ni calefacción ni aire acondicionado intensivos), es ideal para que las renovables cubran gran parte del consumo. Esto reduce el coste de producción, pero también implica operar la red en condiciones de baja inercia, con menos generadores rotativos y más convertidores electrónicos. Todo indica que el incidente del 28 de abril se produjo bajo estas condiciones, que, sin duda, contribuyeron al fallo.

Afortunadamente, los convertidores modernos ya pueden ser controlados para imitar el comportamiento de la generación rotativa, ofreciendo soporte de inercia y ayudando a estabilizar frecuencia y tensión.

Los investigadores de la Unidad de Sistemas Eléctricos de IMDEA Energía trabajamos en el desarrollo de nuevos algoritmos de control para convertidores de potencia que sirvan como interfaces para fuentes renovables y para baterías. Para que esto sea una realidad generalizada, se requieren cambios en la regulación, incentivos económicos y nuevos esquemas de remuneración que valoren estos servicios.

En países como España, que operan redes relativamente aisladas, ya se están creando mercados específicos para servicios de estabilidad –como la inercia real o virtual–, y se están revisando los requisitos de conexión para permitir que las renovables participen activamente en el control del sistema.

Desde la perspectiva de un ingeniero, queda claro que, para garantizar la fiabilidad de los sistemas eléctricos bajo condiciones operativas cada vez más exigentes, necesitamos repensar los principios tradicionales de operación. No se trata solo de adaptarse, sino de definir nuevas especificaciones para un sistema, un producto vital, que evoluciona rápido y del que todos dependemos.

Milan Prodanovic, investigador sénior y jefe de la unidad de Sistemas Eléctricos en IMDEA ENERGÍA

Javier Roldán Pérez, investigador titular de la Unidad de Sistemas Eléctricos en IMDEA Energía, IMDEA

Fuente: The Conversation