Estudio de la Inercia del Sistema Eléctrico, Estabilidad de Red con Alta Penetración Renovable y Análisis del Apagón Ibérico de Abril de 2025

Podcast

La inercia del sistema eléctrico, una propiedad intrínseca ligada a la energía cinética almacenada en las masas rotantes de los generadores síncronos, es un pilar fundamental para la estabilidad de la red, particularmente en la regulación de la frecuencia. Las centrales convencionales – nucleares, hidráulicas y de ciclo combinado – son los principales proveedores naturales de esta inercia. En contraste, las fuentes de energía renovable variables (ERV) como la solar fotovoltaica y la eólica, conectadas a través de electrónica de potencia (inversores), no aportan inercia de forma inherente.

La creciente penetración de estas ERV, necesaria para la descarbonización, conlleva una disminución de la inercia total del sistema. Esta reducción plantea desafíos significativos para la estabilidad de la red, manifestándose principalmente en una mayor volatilidad de la frecuencia y un aumento de la Rapidez de Cambio de la Frecuencia (RoCoF, por sus siglas en inglés, Rate of Change of Frequency) tras perturbaciones. Una RoCoF elevada puede comprometer la seguridad del sistema, activando protecciones de forma indebida y potencialmente desencadenando apagones en cascada.

Para afrontar estos retos, se están desarrollando e implementando diversas soluciones tecnológicas y operativas. Entre ellas destacan la capacidad de los inversores modernos para emular la respuesta inercial (inercia sintética), proporcionar respuestas rápidas de frecuencia (FFR), y operar en modo de formación de red (Grid-Forming, GFM), donde el inversor actúa como una fuente de tensión activa. Otras soluciones incluyen la instalación de compensadores síncronos, sistemas de almacenamiento de energía (volantes de inercia, baterías) y el refuerzo de la red y las interconexiones.

La viabilidad de una red eléctrica basada al 100% en fuentes renovables es técnicamente concebible, pero depende críticamente de la adopción generalizada de estas tecnologías de estabilización y de la creación de mecanismos de mercado que remuneren adecuadamente los servicios de estabilidad.

El apagón generalizado sufrido en la Península Ibérica en abril de 2025 sirve como un caso de estudio relevante, ilustrando las implicaciones reales de operar un sistema con baja inercia y alta penetración de ERV bajo condiciones de perturbación severa. Aunque la investigación completa sigue en curso, los análisis preliminares sugieren que una pérdida masiva y rápida de generación renovable, en un contexto de inercia reducida y la subsiguiente pérdida de interconexión, fueron factores clave en el colapso del sistema.

Este informe concluye subrayando la necesidad imperativa de una modernización proactiva de la red eléctrica, la implementación de requisitos técnicos más exigentes para las ERV y el desarrollo de mercados de servicios auxiliares que aseguren la adquisición de la estabilidad necesaria para garantizar la fiabilidad del suministro durante la transición energética.

1. Introducción: El Imperativo de la Estabilidad de Red en la Transición Energética

El panorama energético global está inmerso en una profunda transformación, impulsada por la necesidad de mitigar el cambio climático y aumentar la independencia energética mediante el despliegue masivo de fuentes de energía renovable (FER).¹ España se ha posicionado como un referente en la integración de estas tecnologías, particularmente la eólica y la solar fotovoltaica, avanzando hacia un sistema eléctrico descarbonizado.¹

La estabilidad de un sistema de potencia se define como su capacidad para mantener un estado de operación equilibrado en condiciones normales y recuperar un estado de equilibrio aceptable después de sufrir una perturbación.² Esta estabilidad es un concepto multidimensional que abarca la estabilidad de frecuencia, la estabilidad de tensión y la estabilidad del ángulo del rotor de los generadores.³ Históricamente, la estabilidad ha estado garantizada en gran medida por las características intrínsecas de las grandes centrales de generación convencional, basadas en generadores síncronos.

El desafío fundamental de la transición energética actual reside en integrar niveles cada vez mayores de generación renovable variable (ERV), como la solar y la eólica, que son inherentemente intermitentes y se conectan a la red de forma asíncrona a través de electrónica de potencia.⁵ Esta integración debe realizarse preservando, e incluso mejorando, la robustez y fiabilidad del sistema eléctrico, que tradicionalmente dependía de la generación síncrona convencional.

El objetivo de este informe es realizar un análisis técnico exhaustivo del papel de la inercia en la estabilidad del sistema eléctrico, identificar los desafíos que introduce la disminución de la inercia debido a la penetración de ERV, explorar las soluciones tecnológicas y operativas disponibles para mitigar estos desafíos, evaluar la viabilidad de alcanzar un sistema 100% renovable desde la perspectiva de la estabilidad, y aplicar estas conclusiones al análisis del reciente apagón ocurrido en la Península Ibérica a finales de abril de 2025, utilizándolo como caso de estudio práctico de las dinámicas analizadas.

2. La Física de la Inercia del Sistema Eléctrico

2.1. Definición de Inercia Rotacional y su Análogo Eléctrico

Desde la perspectiva de la física, la inercia rotacional es la propiedad que mide la resistencia de un cuerpo a cambiar su velocidad de rotación alrededor de un eje. Depende de la masa del cuerpo y de cómo esta masa está distribuida con respecto al eje de giro. Se cuantifica mediante el momento de inercia (I), que para un sistema de partículas se define como I=Σmi​ri2​, donde mi​ es la masa de cada partícula y ri​ es su distancia al eje de rotación.⁶ Objetos con mayor masa o con masa distribuida más lejos del eje de rotación poseen mayor inercia rotacional. Analogías comunes incluyen la dificultad para detener un volante de inercia pesado una vez que está girando, o cómo la inercia de las ruedas ayuda a mantener el equilibrio en una bicicleta en movimiento.⁷

En el contexto de los sistemas eléctricos de potencia, esta propiedad física es fundamental. Las centrales eléctricas convencionales (nucleares, hidráulicas, térmicas de gas o carbón) utilizan generadores síncronos. Estos generadores consisten en grandes masas metálicas (el rotor del generador acoplado a la turbina) que giran a una velocidad estrictamente sincronizada con la frecuencia de la red eléctrica.³ En Europa, esta frecuencia nominal es de 50 Hz, lo que corresponde a velocidades de giro de 3000, 1500, 1000 revoluciones por minuto (rpm), etc., dependiendo del número de polos del generador.

La inercia del sistema eléctrico (o inercia de red) representa la energía cinética total almacenada en el conjunto de todas estas masas rotantes de los generadores síncronos conectados y operando en sincronismo con la red.⁴ Esta energía cinética acumulada confiere al sistema una capacidad inherente para oponerse a cambios rápidos en la frecuencia de la red.² Es, en esencia, la resistencia natural del sistema a las alteraciones de su «velocidad» eléctrica (frecuencia).

Para facilitar los análisis y comparar la contribución inercial de diferentes máquinas, se utiliza la Constante de Inercia (H). Esta constante normaliza la energía cinética almacenada en el rotor a la velocidad nominal (Ek​) respecto a la potencia aparente nominal de la máquina (Sbase​), y se expresa típicamente en segundos (s).9 Matemáticamente, se define como:

donde J es el momento de inercia físico del conjunto turbina-generador y ωs​ es la velocidad angular síncrona nominal. Un valor de H más alto indica que la máquina almacena más energía cinética por unidad de potencia nominal, contribuyendo más a la inercia del sistema por MVA. La constante H es un parámetro crucial en los estudios de estabilidad dinámica de los sistemas de potencia.9

El vínculo fundamental entre la masa física rotante y la estabilidad de la frecuencia eléctrica reside precisamente en la operación síncrona.³ Debido a que la velocidad mecánica del rotor está directamente ligada a la frecuencia eléctrica, cualquier desequilibrio entre la potencia mecánica de entrada a la turbina y la potencia eléctrica entregada a la red provoca una aceleración o deceleración del rotor.¹⁴ La energía cinética almacenada actúa entonces como un amortiguador inmediato: si la frecuencia tiende a bajar (demanda supera generación), parte de la energía cinética se convierte en energía eléctrica para suplir el déficit instantáneo, frenando la caída de frecuencia. Si la frecuencia tiende a subir (generación supera demanda), el exceso de energía se almacena como energía cinética, acelerando ligeramente el rotor y frenando la subida de frecuencia.⁴ Esta respuesta es inherente y prácticamente instantánea, precediendo a cualquier acción de los sistemas de control.

2.2. El Papel de la Inercia en la Regulación de la Frecuencia y la Limitación de la RoCoF

La frecuencia de la red eléctrica es un indicador vital del estado del sistema, reflejando en tiempo real el equilibrio entre la generación total y la demanda (consumo más pérdidas).⁷ En la red europea interconectada, esta frecuencia debe mantenerse extremadamente cerca de su valor nominal de 50 Hz.⁷ Cualquier desviación significativa indica un desequilibrio que debe ser corregido para evitar la inestabilidad del sistema.

La inercia desempeña un papel crucial como primera línea de defensa ante una perturbación súbita, como la desconexión inesperada de un gran generador o una línea de interconexión cargada, o la conexión de una gran carga. Ante tal evento, la inercia del sistema actúa de forma automática e instantánea. La energía cinética almacenada en las masas rotantes de todos los generadores síncronos en línea se libera (si la frecuencia cae) o absorbe (si la frecuencia sube), moderando la magnitud y, fundamentalmente, la velocidad del cambio inicial de la frecuencia.⁴

La Rapidez de Cambio de la Frecuencia (RoCoF, df/dt) mide precisamente cuán rápido cambia la frecuencia tras una perturbación, usualmente expresada en Hercios por segundo (Hz/s).4 Existe una relación inversa fundamental entre la inercia total del sistema y la RoCoF experimentada ante un desequilibrio de potencia (ΔP): a mayor inercia (Hsys​), menor será la RoCoF inicial, y viceversa.8 Conceptualmente, esto se deriva de la ecuación de oscilación del sistema, que simplificadamente indica que la aceleración angular (y por tanto df/dt) es proporcional al desequilibrio de potencia e inversamente proporcional a la inercia total del sistema:

Limitar la RoCoF es de vital importancia para la seguridad del sistema por varias razones. Principalmente, una RoCoF baja (es decir, un cambio de frecuencia lento) proporciona un tiempo precioso, del orden de segundos, para que los sistemas de control de frecuencia primario (los reguladores de velocidad de las turbinas) puedan detectar la desviación y empezar a actuar, ajustando la potencia de salida de los generadores para restablecer el equilibrio.⁴ Si la frecuencia cambia demasiado rápido (RoCoF alta), estos controles pueden no tener tiempo suficiente para responder eficazmente antes de que la frecuencia alcance umbrales peligrosos. Además, muchos relés de protección (por ejemplo, los de mínima frecuencia o los propios relés RoCoF) están diseñados para operar bajo ciertas expectativas de cambio de frecuencia. Una RoCoF excesivamente alta, característica de sistemas con baja inercia, podría provocar su actuación incorrecta o prematura, desconectando elementos sanos de la red y exacerbando el problema inicial, pudiendo llevar a una cascada de fallos.¹⁰

Por lo tanto, la inercia no evita las desviaciones de frecuencia por sí misma, pero sí modera su severidad inicial, actuando como un amortiguador que ralentiza la excursión de frecuencia.⁸ Su valor primordial radica en «comprar tiempo» para que las capas de control más lentas y las posibles acciones del operador del sistema puedan intervenir de manera efectiva, antes de que las protecciones automáticas provoquen desconexiones masivas que comprometan la integridad de la red. La ausencia de suficiente inercia elimina este colchón temporal crucial, haciendo al sistema mucho más vulnerable a perturbaciones.

3. Provisión de Inercia: Generación Convencional vs. Renovable

3.1. Generadores Síncronos (Nuclear, Hidráulica, Ciclo Combinado): Proveedores Naturales de Inercia

Las centrales eléctricas convencionales que utilizan generadores síncronos son la fuente natural de inercia en los sistemas eléctricos. Esto se debe, como se ha explicado, a las grandes masas rotantes de las turbinas y los rotores de los generadores, que están directamente acoplados electromagnéticamente a la frecuencia de la red.³ La energía cinética almacenada en estas masas es la que proporciona la respuesta inercial.

La cantidad de inercia aportada varía significativamente según la tecnología de generación:

• Centrales Nucleares: Generalmente poseen una constante de inercia (H) elevada. Sus turbinas de vapor de baja presión y los generadores asociados son de gran tamaño y peso, lo que resulta en una considerable energía cinética almacenada.⁷
• Centrales Hidroeléctricas: También son importantes proveedores de inercia. La constante H puede variar dependiendo del tipo de turbina (Pelton, Francis, Kaplan) y del tamaño de la unidad. Las grandes centrales hidroeléctricas de embalse o bombeo suelen tener una contribución significativa.⁷ Las características específicas de la turbina influyen en su comportamiento dinámico.¹⁸
• Centrales de Ciclo Combinado (CCC) a Gas Natural: Aportan inercia a través de sus turbinas de gas y de vapor acopladas a generadores síncronos. Su constante H puede ser algo inferior a la de grandes unidades nucleares o hidráulicas por MVA, pero estas plantas ofrecen una gran flexibilidad operativa, siendo capaces de arrancar y modular su potencia rápidamente, lo que es valioso para el control de frecuencia secundario y terciario, además de su contribución inercial.⁷
• Otras Centrales Térmicas (Carbón, Fuel): Al igual que las nucleares, utilizan grandes turbinas de vapor y generadores síncronos, por lo que tradicionalmente han sido fuentes importantes de inercia.⁸

Para cuantificar estas contribuciones, se utiliza la constante de inercia H. Aunque los valores exactos dependen del diseño específico de cada máquina, la siguiente tabla presenta rangos típicos encontrados en la literatura técnica de sistemas de potencia (Nota: los fragmentos de investigación proporcionados no contenían una tabla exhaustiva de valores H típicos, por lo que estos rangos se basan en conocimiento general del sector).

Tabla 1: Constantes de Inercia (H) Típicas para Tecnologías de Generación Síncrona

Fuente: Valores representativos basados en literatura general de ingeniería de sistemas de potencia.

La tabla evidencia que, si bien toda la generación síncrona aporta inercia, la magnitud varía. El diseño físico y el principio operativo de cada tipo de máquina síncrona determinan directamente su contribución inercial, como se deriva de la dependencia de H con el momento de inercia físico J, la velocidad de giro y la potencia nominal S.⁶ Esto implica que el impacto en la inercia total del sistema al retirar generación convencional no es uniforme; depende significativamente del tipo de central que se está desplazando por fuentes renovables. La sustitución de una central nuclear (alto H) tendrá un impacto mayor en la reducción de inercia que la sustitución de una central hidráulica pequeña de igual potencia nominal.

3.2. Recursos Basados en Inversores (Solar FV, Eólica): El Desafío de la Inercia

La gran mayoría de las instalaciones modernas de energía solar fotovoltaica (FV) a gran escala y una proporción creciente de la generación eólica se conectan a la red eléctrica a través de convertidores de electrónica de potencia, comúnmente llamados inversores.¹⁰ Estos dispositivos convierten la corriente continua (CC) generada por los paneles FV o la corriente alterna (CA) de frecuencia variable de los generadores eólicos en la CA de frecuencia y tensión adecuadas para la red. Esta conexión es, por naturaleza, asíncrona.¹⁰

La razón fundamental por la que estos Recursos Basados en Inversores (IBR, por sus siglas en inglés) no proporcionan inercia de forma inherente es precisamente el efecto de desacoplamiento introducido por el inversor.⁸ A diferencia de los generadores síncronos, no existe una conexión electromecánica directa entre la fuente primaria de energía (la luz solar en los paneles FV o la masa rotante de la turbina eólica) y la frecuencia de la red eléctrica. La electrónica de potencia controla activamente la inyección de potencia, pero no posee la masa física rotante sincronizada que almacena energía cinética de forma natural y la libera o absorbe pasivamente en respuesta a las fluctuaciones de frecuencia.⁷ Incluso en el caso de las turbinas eólicas, aunque tienen partes rotantes, la energía mecánica no se traduce directamente en soporte inercial a la frecuencia de la red debido a la interfaz electrónica, a menos que se implementen controles específicos (inercia sintética). Cabe mencionar que tecnologías eólicas más antiguas, como los generadores de inducción doblemente alimentados (DFIG), podían ofrecer una respuesta inercial limitada, pero las turbinas eólicas modernas basadas en convertidores completos (Full-Converter) y la solar FV no lo hacen de forma natural.¹⁰

La consecuencia directa de esta característica es que, a medida que aumenta la proporción de IBR en el mix de generación, desplazando a las centrales síncronas convencionales, la inercia total del sistema eléctrico disminuye progresivamente.⁸ Esta tendencia se ha observado en numerosos sistemas eléctricos a nivel mundial. Por ejemplo, se ha reportado una creciente volatilidad de la inercia en el sistema nórdico europeo debido al aumento de la generación eólica y solar ¹¹, y análisis en el Reino Unido han mostrado una clara tendencia a la baja en la inercia media del sistema en la última década.⁸ Esta reducción de la inercia sistémica es uno de los principales desafíos técnicos asociados a la transición energética.

4. Implicaciones de la Disminución de la Inercia del Sistema en la Estabilidad

4.1. Mayor Volatilidad de la Frecuencia y Problemas de RoCoF

La consecuencia más directa e inmediata de una menor inercia en el sistema es una respuesta más abrupta de la frecuencia ante cualquier desequilibrio entre generación y demanda. Para una misma perturbación (por ejemplo, la pérdida de un generador de 500 MW), un sistema con menor inercia experimentará una caída de frecuencia más rápida (mayor RoCoF) y más profunda (mayor desviación máxima o nadir de frecuencia) que un sistema con mayor inercia.⁸

Esto incrementa significativamente el riesgo de que la frecuencia alcance los umbrales predefinidos para la activación de los esquemas de deslastre automático de carga por baja frecuencia (UFLS, por sus siglas en inglés). Estos esquemas son una medida de protección de último recurso para evitar el colapso total del sistema desconectando bloques de demanda, pero su activación frecuente es indeseable. Con baja inercia, la frecuencia puede caer por debajo de estos umbrales críticos mucho más rápidamente tras una contingencia.¹⁰ Análogamente, en caso de un exceso súbito de generación, la frecuencia podría subir más rápidamente hacia los umbrales de disparo por sobrefrecuencia de algunos generadores.

El aumento de la RoCoF en sistemas de baja inercia presenta múltiples desafíos adicionales. Supone un mayor estrés mecánico y eléctrico para los generadores síncronos restantes, que deben soportar cambios de velocidad más bruscos. Puede provocar el mal funcionamiento de relés de protección, especialmente aquellos diseñados asumiendo tasas de cambio de frecuencia más lentas, típicas de sistemas con alta inercia.¹⁵ Además, desafía la capacidad de respuesta de los sistemas de control de frecuencia, que deben actuar con mayor rapidez y precisión.⁴ Reconociendo este riesgo, los operadores de red y organismos de normalización están introduciendo requisitos específicos de capacidad de soportar RoCoF (RoCoF withstand capability) en los códigos de red para los nuevos equipos conectados.¹⁵

En esencia, la disminución de la inercia reduce los márgenes de seguridad operativos para el control de la frecuencia. Perturbaciones que antes eran gestionables sin mayores consecuencias pueden convertirse en amenazas críticas para la estabilidad del sistema, simplemente porque la red reacciona mucho más rápido, dejando menos tiempo para las acciones correctivas y aumentando la probabilidad de activar defensas automáticas como el deslastre de cargas.¹⁰ El «amortiguador» natural del sistema se debilita.

4.2. Desafíos para los Sistemas de Protección y el Control de la Red

Los sistemas de protección eléctrica están diseñados para detectar condiciones anormales (cortocircuitos, sobrecargas, desviaciones de tensión o frecuencia) y aislar rápidamente la parte fallida de la red para evitar daños mayores y prevenir la propagación del problema. Sin embargo, los sistemas tradicionales fueron diseñados y ajustados en un entorno dominado por la generación síncrona, con sus características predecibles de respuesta y niveles de inercia relativamente altos.

En sistemas con baja inercia y alta penetración de IBR, las rápidas variaciones de frecuencia (alta RoCoF) pueden ser malinterpretadas por algunos relés de protección, llevándolos a operar incorrectamente (disparos intempestivos) aunque no exista una falta real en el elemento protegido.¹⁵ Esto puede desconectar líneas o generadores sanos, empeorando la situación inicial.

Además, la reducción de la inercia impone una carga mayor sobre los sistemas de control de frecuencia en sus diferentes niveles jerárquicos: primario (respuesta autónoma de los reguladores de velocidad/potencia), secundario (control automático de generación – AGC) y terciario (redespacho económico para restaurar reservas).⁴ Estos sistemas necesitan ser más rápidos y capaces de proporcionar respuestas de mayor magnitud para contener las desviaciones de frecuencia en un sistema que reacciona más bruscamente.

Aunque la estabilidad de frecuencia y la de tensión son fenómenos distintos, están interrelacionados, especialmente durante eventos dinámicos. La baja inercia puede influir indirectamente en la estabilidad de tensión. Más directamente, los IBR presentan características de comportamiento ante faltas (cortocircuitos) muy diferentes a las de los generadores síncronos. Mientras que los generadores síncronos pueden entregar corrientes de falta elevadas (5-6 veces su corriente nominal) que ayudan a mantener la tensión y son detectadas fácilmente por las protecciones, los IBR tienen una capacidad limitada de sobrecarga (típicamente 1-2 veces la nominal) y su respuesta ante faltas está determinada por sus algoritmos de control y protecciones internas.²⁰ Esta reducida aportación de corriente de cortocircuito por parte de los IBR disminuye la «fortaleza» del sistema (System Strength) en nodos con alta penetración renovable, lo que puede complicar la operación de las protecciones y afectar la estabilidad de tensión.¹¹ También se han reportado problemas con la capacidad de los IBR para mantenerse conectados durante huecos de tensión (fault ride-through) y con la aparición de oscilaciones subsíncronas en redes débiles.²⁰

El cambio hacia una red dominada por IBR exige, por tanto, una revisión fundamental de las filosofías de protección y control. Ya no se puede depender únicamente del comportamiento inherente y predecible de las máquinas síncronas. Es necesario gestionar activamente las dinámicas más rápidas y complejas introducidas por la electrónica de potencia, adaptando protecciones y controles a esta nueva realidad.¹⁹ Se requieren nuevos enfoques para asegurar la estabilidad y fiabilidad, como los que se están desarrollando para permitir que los propios IBR contribuyan a los servicios de red.¹⁹

4.3. Potencial de Fallos en Cascada

Un sistema eléctrico con baja inercia es intrínsecamente más susceptible a sufrir apagones generalizados a través de mecanismos de fallo en cascada. Una única perturbación inicial de magnitud suficiente (por ejemplo, la pérdida súbita de una gran central nuclear o de una interconexión importante) puede desencadenar una secuencia rápida de eventos que conduzcan al colapso.¹³

El mecanismo típico de cascada en un escenario de baja inercia sería el siguiente:

1. Perturbación Inicial: Pérdida súbita de una cantidad significativa de generación o conexión de una gran carga.
2. Caída Rápida de Frecuencia: Debido a la baja inercia, la frecuencia cae muy rápidamente (RoCoF alta).
3. Activación de UFLS: Los primeros escalones del deslastre de carga por baja frecuencia se activan para intentar frenar la caída.
4. Respuesta Insuficiente/Lenta: Si la perturbación es muy grande o la respuesta de la generación restante (control primario, FFR) es insuficiente o demasiado lenta, la frecuencia sigue cayendo.
5. Disparo de Generadores: Otros generadores pueden desconectarse automáticamente al alcanzar sus propios límites de protección por baja frecuencia.
6. Malfuncionamiento de Protecciones: La alta RoCoF puede causar disparos incorrectos de otras protecciones de línea o equipos.
7. Fragmentación del Sistema: La red puede dividirse en «islas» eléctricas asíncronas entre sí.
8. Colapso: La pérdida progresiva de generación y la fragmentación de la red llevan finalmente a un apagón masivo (blackout).¹³

La baja inercia no solo aumenta la probabilidad de que una perturbación inicial desencadene una cascada, sino que también acelera drásticamente la velocidad a la que esta cascada puede propagarse por el sistema. Esto reduce el tiempo disponible para que los operadores del sistema diagnostiquen el problema y tomen acciones manuales correctivas. En esencia, la red se vuelve más «frágil», menos capaz de absorber impactos y más propensa a un colapso rápido e incontrolado tras un evento severo.¹³ El apagón de abril de 2025 en la Península Ibérica, como se analizará más adelante, parece ajustarse a esta dinámica de fallo rápido en un sistema potencialmente bajo de inercia.

5. Soluciones Tecnológicas y Operativas para una Red con Baja Inercia

Afortunadamente, la ingeniería de sistemas de potencia está desarrollando un abanico de soluciones para abordar los desafíos de estabilidad que plantea la disminución de la inercia. Estas soluciones buscan, bien compensar la inercia perdida, bien mejorar la respuesta del sistema a las perturbaciones, o bien hacer que los propios IBR contribuyan activamente a la estabilidad.

5.1. Mejora de las Capacidades de los IBR: Inercia Sintética, FFR e Inversores Grid-Forming (GFM)

Una de las líneas de actuación más prometedoras es dotar a los propios IBR (solares, eólicos, baterías) de capacidades avanzadas de control que les permitan participar en la estabilidad de la red:

• Inercia Sintética (SI) o Emulada: Consiste en implementar algoritmos de control en los inversores de los IBR que les permiten ajustar su potencia activa de salida de forma muy rápida (en milisegundos) en respuesta a cambios en la frecuencia de la red (df/dt o Δf).¹⁰ Esta respuesta emula el comportamiento inercial de los generadores síncronos. Para poder proporcionar esta respuesta, el IBR necesita disponer de un margen de reserva de potencia (operar por debajo de su máximo punto de potencia disponible) o estar acoplado a un sistema de almacenamiento de energía (como una batería) del que pueda extraer o en el que pueda inyectar energía momentáneamente.
• Respuesta Rápida de Frecuencia (FFR): Es una inyección (o absorción) muy rápida de potencia activa por parte de IBR o sistemas de almacenamiento, activada cuando la frecuencia se desvía de un umbral determinado.¹³ El objetivo principal de la FFR es ayudar a detener la caída (o subida) de la frecuencia y mejorar el punto más bajo (nadir) o más alto alcanzado durante la excursión, actuando más rápido que el control primario tradicional.
• Inversores Grid-Following (GFL): Es el modo de control tradicional y predominante en los IBR instalados actualmente.²⁰ En este modo, el inversor se sincroniza con la tensión y frecuencia existentes en el punto de conexión (utilizando un Phase-Locked Loop – PLL ¹⁴) y actúa esencialmente como una fuente de corriente controlada, inyectando la potencia activa y reactiva comandada.¹³ Los GFL dependen de una señal de red fuerte y estable para operar correctamente y, por diseño, tienden a desconectarse rápidamente ante perturbaciones severas de tensión o frecuencia para autoprotegerse.²⁰ No contribuyen inherentemente a la fortaleza del sistema ni a la inercia.²⁰
• Inversores Grid-Forming (GFM): Representan un cambio de paradigma en el control de los IBR.¹⁴ En lugar de seguir pasivamente la red, los inversores GFM actúan como una fuente de tensión controlada, definiendo activamente la tensión y la frecuencia en su punto de conexión, de forma análoga a como lo hace un generador síncrono.²⁰ Esto les confiere capacidades intrínsecas muy valiosas: pueden operar de forma estable en redes débiles o incluso aisladas (capacidad de arranque autónomo o black start), proporcionan inercia de forma natural (inercia virtual o intrínseca del GFM), contribuyen a la fortaleza del sistema (aportan corriente de cortocircuito) y mejoran la estabilidad general.¹⁶ La tecnología GFM se considera clave para posibilitar la operación segura y fiable de redes con porcentajes muy elevados, o incluso del 100%, de generación basada en inversores.¹⁶ Su implementación puede requerir un cierto sobredimensionamiento de la electrónica de potencia y, a menudo, se combina con almacenamiento de energía para garantizar la capacidad de respuesta.²⁰

La transición hacia inversores con capacidades avanzadas como SI, FFR y, sobre todo, GFM, es fundamental. Permite que los IBR dejen de ser meros «seguidores» pasivos de la red para convertirse en actores activos en la formación y estabilización de la misma. Este cambio es esencial para que puedan proporcionar los servicios de estabilidad que históricamente ofrecían las máquinas síncronas.¹⁴

5.2. Soluciones Dedicadas a la Estabilidad: Compensadores Síncronos y Volantes de Inercia

En paralelo al desarrollo de capacidades en los IBR, existen soluciones dedicadas que pueden instalarse estratégicamente en la red para reforzar la estabilidad:

• Compensadores Síncronos (CS): Son esencialmente motores síncronos que operan sin carga mecánica acoplada, conectados a la red.¹¹ Su función principal tradicional era la regulación de la tensión (aportando o absorbiendo potencia reactiva), pero en el contexto actual, su capacidad para aportar inercia natural (debido a su masa rotante) y fortaleza al sistema (aumento de la potencia de cortocircuito) los ha vuelto muy atractivos.¹¹ Su uso está resurgiendo como solución para mejorar la estabilidad en redes con alta penetración de IBR.¹¹ Irlanda y Australia, por ejemplo, ya remuneran la inercia como servicio auxiliar, incentivando potencialmente estas instalaciones.¹¹
• Sistemas de Almacenamiento de Energía por Volante de Inercia (FESS): Estos sistemas almacenan energía en forma cinética en un rotor (volante) que gira a muy alta velocidad en vacío.⁶ Utilizan un motor/generador eléctrico para acelerar el volante (almacenando energía) o para extraer energía de él (frenándolo). Los FESS pueden intercambiar potencia con la red de forma extremadamente rápida (milisegundos), lo que los hace muy adecuados para proporcionar servicios de regulación de frecuencia muy rápida, inercia sintética y soporte de tensión.¹² Red Eléctrica de España (REE) ha explorado esta tecnología con un proyecto piloto en la subestación de Mácher (Lanzarote), precisamente para mejorar la estabilidad en sistemas eléctricos aislados y con alta penetración renovable como el canario, que sufre de falta de inercia.¹²

Estas soluciones dedicadas, como los CS y los FESS, pueden ser particularmente útiles en puntos débiles de la red o donde se requiera una inyección concentrada de inercia o capacidad de cortocircuito que (aún) no pueda ser proporcionada de forma distribuida por los IBR. Representan formas de reintroducir o emular las propiedades estabilizadoras de las máquinas síncronas utilizando tecnologías específicas para ello.¹¹

5.3. El Papel del Almacenamiento de Energía (Baterías, Bombeo Hidráulico)

El almacenamiento de energía juega un doble papel crucial en la transición energética: por un lado, permite gestionar la variabilidad de las ERV, almacenando excedentes para usarlos cuando la generación renovable es baja (arbitraje energético); por otro lado, es una fuente fundamental de flexibilidad y servicios de red para garantizar la estabilidad.

• Sistemas de Almacenamiento en Baterías (BESS): Acoplados a inversores avanzados (GFL con FFR/SI, o GFM), los BESS son extremadamente versátiles. Su principal ventaja es su velocidad de respuesta, capaz de inyectar o absorber potencia en milisegundos.¹⁴ Esto los hace ideales para proporcionar FFR, inercia sintética, regulación de frecuencia primaria y secundaria, y soporte de tensión.¹⁴ Su capacidad para actuar casi instantáneamente puede ser decisiva para contener desviaciones rápidas de frecuencia en sistemas de baja inercia.
• Almacenamiento por Bombeo Hidráulico (PHS): Es la tecnología de almacenamiento de energía a gran escala más madura. Utiliza generadores/motores síncronos, por lo que aporta inercia natural cuando está generando.⁷ Además, las centrales de bombeo pueden cambiar rápidamente entre modo bombeo y modo generación, ofreciendo flexibilidad y capacidad de respuesta rápida (aunque no tan instantánea como las baterías) para el equilibrado y la regulación de frecuencia.⁷

El almacenamiento, y en particular la flexibilidad y rapidez de los BESS, se está convirtiendo en un componente indispensable no solo para integrar grandes volúmenes de ERV, sino también para asegurar la estabilidad del sistema. Pueden complementar, y en algunos casos incluso superar, la velocidad de respuesta de los generadores tradicionales para servicios de frecuencia críticos, actuando en las escalas de tiempo de milisegundos a segundos que son cruciales en redes de baja inercia.⁷

5.4. Refuerzo de Red, Interconexiones y Controles Avanzados

Finalmente, las soluciones tecnológicas a nivel de equipo deben complementarse con medidas a nivel de sistema:

• Refuerzo de la Red de Transporte: Es necesario adaptar y reforzar la infraestructura de red para acomodar los nuevos flujos de potencia (a menudo desde zonas remotas ricas en recursos renovables hacia los centros de consumo) y para mantener niveles adecuados de fortaleza del sistema (capacidad de cortocircuito) en áreas con alta concentración de IBR.
• Interconexiones: Las interconexiones eléctricas con sistemas vecinos permiten compartir reservas de generación e inercia, lo que generalmente aumenta la robustez y resiliencia del sistema interconectado.¹² Un sistema aislado, como el de Canarias antes de la interconexión entre islas, es inherentemente más vulnerable.¹² Sin embargo, las interconexiones también pueden ser vías de propagación de perturbaciones, como se sugirió en el caso del apagón ibérico donde la pérdida de la interconexión con Francia pudo haber agravado la situación al eliminar el soporte inercial externo.¹⁶ Por tanto, una gestión estratégica y coordinada de las interconexiones es crucial.
• Controles Avanzados y Monitorización: La gestión de un sistema más complejo y dinámico requiere herramientas de supervisión y control más sofisticadas. Esto incluye Sistemas de Monitorización, Protección y Control de Área Amplia (WAMPAC), que utilizan mediciones sincronizadas (fasoriales) de toda la red para detectar y responder a problemas de forma coordinada. También son importantes las mejoras en la predicción de la generación renovable y la demanda para gestionar mejor la variabilidad.⁵ Controles específicos como los Amortiguadores de Oscilaciones de Potencia (POD, Power Oscillation Damping) son necesarios para mitigar oscilaciones electromecánicas que pueden surgir en ciertas condiciones de operación.²⁵

En resumen, asegurar la estabilidad en un futuro con alta penetración de IBR requiere un enfoque holístico que combine la dotación de capacidades avanzadas a los propios IBR, el despliegue de soluciones de estabilidad dedicadas (CS, FESS, almacenamiento), la adecuación de la infraestructura física de red (refuerzos, interconexiones) y la implementación de sistemas de monitorización y control más inteligentes y rápidos.⁵

6. Evaluación de la Viabilidad de un Sistema Eléctrico 100% Renovable

La perspectiva de un sistema eléctrico alimentado exclusivamente por fuentes renovables es un objetivo central de la política energética en muchas regiones, incluyendo la Unión Europea y España, con metas ambiciosas para 2030 y más allá.¹ Sin embargo, alcanzar este objetivo plantea desafíos técnicos significativos que van más allá de la simple sustitución de la energía generada.

6.1. Obstáculos Técnicos Más Allá de la Inercia

Si bien la disminución de la inercia es un desafío primordial, no es el único. Un sistema 100% renovable, dominado por IBR, debe superar otros obstáculos técnicos importantes para garantizar la fiabilidad y seguridad del suministro:

• Fortaleza del Sistema (System Strength): Mantener niveles adecuados de corriente de cortocircuito en toda la red es esencial para el correcto funcionamiento de los sistemas de protección basados en la detección de sobrecorrientes y para la estabilidad de tensión.¹¹ Los IBR convencionales (GFL) aportan poca corriente de falta, lo que debilita la red.
• Control de Tensión: La generación síncrona contribuye significativamente a la regulación de la tensión mediante el control de la potencia reactiva. En un sistema sin ella, los IBR y otros dispositivos (compensadores estáticos, CS, baterías) deben asumir esta función de forma coordinada y eficaz en toda la red.⁴
• Gestión de la Variabilidad e Incertidumbre: La producción eólica y solar es variable (depende del clima) e incierta (no perfectamente predecible).⁵ Gestionar esta variabilidad requiere una combinación de predicciones precisas, gran flexibilidad en el sistema (generación gestionable, almacenamiento, respuesta de la demanda) y suficiente capacidad de respaldo.⁵
• Suficiencia de Recursos (Resource Adequacy): Es necesario garantizar que exista suficiente capacidad de generación y almacenamiento disponible para cubrir la demanda en todo momento, incluyendo periodos prolongados de baja producción eólica y solar (por ejemplo, durante olas de frío invernales con poco viento y sol).
• Adaptación de Sistemas de Protección: Los esquemas de protección deben ser rediseñados o reajustados para funcionar correctamente en un entorno con bajas corrientes de cortocircuito, comportamiento diferente de las fuentes ante faltas y dinámicas más rápidas.²⁰
• Capacidad de Arranque Autónomo (Black Start): Tras un apagón generalizado, es necesario poder restaurar el sistema desde cero. Tradicionalmente, esta capacidad residía en ciertas centrales térmicas o hidráulicas. En un sistema 100% IBR, esta función debe ser asegurada por IBR con capacidad GFM y almacenamiento, o por otras fuentes designadas.

6.2. Condiciones Necesarias y Madurez Tecnológica

Alcanzar un sistema eléctrico 100% renovable es, desde un punto de vista puramente técnico, considerado cada vez más factible, pero bajo condiciones muy específicas.¹⁶ Requiere la adopción masiva y la madurez de las tecnologías clave discutidas en la sección anterior, en particular:

• Inversores Grid-Forming (GFM): Su despliegue generalizado es visto como esencial para proporcionar la inercia virtual, la fortaleza del sistema y la capacidad de operación estable que se perderían con la retirada total de la generación síncrona.¹⁶
• Almacenamiento de Energía a Gran Escala: Se necesitan enormes cantidades de almacenamiento, tanto de corta duración (baterías para FFR, SI, regulación) como de larga duración (bombeo, hidrógeno verde, otras tecnologías emergentes) para gestionar la variabilidad interdiaria y estacional y asegurar la suficiencia.¹
• Flexibilidad de la Demanda: La capacidad de los consumidores para ajustar su consumo en respuesta a señales de precio o disponibilidad de energía será crucial.
• Redes Robustas e Inteligentes: Infraestructuras de red reforzadas y digitalizadas, con monitorización y control avanzados.

Más allá de la tecnología, la viabilidad depende críticamente de factores regulatorios y de mercado. Es fundamental que se establezcan mecanismos que reconozcan, valoren y remuneren adecuadamente la provisión de servicios esenciales para la estabilidad (inercia, control de frecuencia y tensión, fortaleza del sistema, capacidad de black start).¹¹ Estos servicios, que antes eran un subproducto inherente de la generación síncrona, deben convertirse en productos explícitos que puedan ser ofrecidos por IBR, almacenamiento, compensadores síncronos u otras tecnologías, y adquiridos por el operador del sistema a través de mercados o mecanismos regulados.¹¹

La continua inversión en I+D, la realización de proyectos piloto para probar y validar nuevas tecnologías y estrategias operativas ¹², y la actualización constante de los códigos de red y normativas técnicas (como la norma IEEE 2800 para IBR conectados a transmisión ¹⁹ o los requisitos de RoCoF ¹⁵) son también imprescindibles.

En definitiva, la transición hacia un sistema 100% renovable no es solo un desafío de instalar suficiente capacidad de generación limpia. Es, en mayor medida, un desafío de ingeniería de sistemas y de diseño de mercados para operar esa red de forma fiable y económica. Requiere un cambio fundamental en la forma en que se planifica y opera el sistema, donde la estabilidad ya no se da por sentada, sino que debe ser activamente gestionada, monitorizada, adquirida y proporcionada por un portafolio diverso de tecnologías habilitadoras, incentivadas por señales regulatorias y de mercado adecuadas.¹¹

7. Caso de Estudio: Análisis del Apagón de la Península Ibérica de Abril de 2025

El apagón generalizado que afectó a España y Portugal el 28 y 29 de abril de 2025 representa un evento de gran magnitud y complejidad, ofreciendo una oportunidad única para analizar las dinámicas de un sistema eléctrico moderno con alta penetración renovable bajo condiciones de estrés extremo. Aunque las investigaciones oficiales siguen en curso y no todas las causas y detalles están completamente esclarecidos, la información disponible permite una reconstrucción preliminar y un análisis de los factores contribuyentes a la luz de los conceptos discutidos en este informe.

7.1. Reconstrucción de la Secuencia de Eventos

El incidente comenzó en la mañana del lunes 28 de abril de 2025.²⁶ Las condiciones previas al evento parecen haber incluido una alta proporción de generación renovable, particularmente solar, en el mix energético ³⁰, coincidiendo con niveles elevados de producción fotovoltaica típicos de un día soleado de primavera. Algunos informes sugieren que ya existían signos de inestabilidad o fluctuaciones en la red en los momentos previos al colapso principal.³²

El desencadenante del apagón, según las declaraciones preliminares de Red Eléctrica (REE), parece haber sido una secuencia muy rápida de eventos de «desconexión de generación», posiblemente de origen fotovoltaico y localizados en el suroeste de la península.³¹ Se reportó una pérdida masiva de potencia, estimada en unos 15 GW (aproximadamente el 60% de la generación peninsular en ese momento), ocurrida en un intervalo de tiempo extremadamente corto, del orden de 5 segundos.²⁹ Esta pérdida tan abrupta y masiva de generación es un evento de una severidad excepcional.

La secuencia de eventos posterior parece haber sido la siguiente:

• Aproximadamente 3.5 segundos después de la pérdida inicial de generación, la interconexión eléctrica entre España y Francia se interrumpió, probablemente debido a las fuertes oscilaciones y la inestabilidad en la red española.¹⁶
• La pérdida de la interconexión eliminó el soporte externo (incluyendo inercia) del resto del sistema europeo, aislando eléctricamente a la Península Ibérica.¹⁶
• La combinación de la masiva pérdida de generación inicial y la pérdida de la interconexión provocó una caída muy rápida y profunda de la frecuencia (RoCoF extremadamente alta) en el sistema ibérico.
• Esta caída de frecuencia llevó a la activación de protecciones en otras centrales, incluyendo las nucleares, que se desconectaron de la red como medida de seguridad.¹⁷
• El operador del sistema portugués, REN, decidió desacoplar el sistema eléctrico portugués del español para intentar preservar su propia estabilidad, operando en isla.¹⁶
• La pérdida progresiva de generación y la incapacidad del sistema para mantener la frecuencia y la tensión llevaron a un colapso total, alcanzando un estado de «cero energético» en la península.³¹

Las consecuencias fueron inmediatas y generalizadas: pérdida total de suministro eléctrico en prácticamente toda España peninsular y Portugal continental.²⁶ Esto provocó la paralización completa del transporte ferroviario (incluyendo alta velocidad, cercanías y metro) ²⁷, apagón de semáforos causando caos circulatorio ²⁷, interrupción de las comunicaciones (redes móviles con limitaciones) ²⁹, cierre de aeropuertos o funcionamiento con generadores de emergencia ²⁷, y afectación a hospitales y otras infraestructuras críticas que tuvieron que recurrir a sus sistemas de respaldo.²⁸ La recuperación del suministro fue gradual y desigual, comenzando horas después y prolongándose hasta bien entrado el día siguiente, 29 de abril, para la normalización completa.²⁸

La siguiente tabla resume la cronología aproximada de los eventos clave, basada en la información pública disponible:

Tabla 2: Cronología Preliminar del Apagón Ibérico de Abril de 2025

Fuente: Compilación basada en reportes de prensa y declaraciones oficiales preliminares.

7.2. Análisis de Factores Contribuyentes: Rol de IBR, Niveles de Inercia, Dinámica de Interconexión

El análisis preliminar sugiere que el apagón fue el resultado de una compleja interacción de factores, exacerbada por las condiciones particulares del sistema en ese momento:

• Comportamiento de los IBR: La magnitud y rapidez de la pérdida inicial de generación apuntan fuertemente hacia un evento relacionado con la generación fotovoltaica.²⁷ Las causas exactas de esta desconexión masiva (¿fallo coordinado de protecciones?, ¿respuesta inesperada a una perturbación local?, ¿problemas de control?) son objeto central de la investigación. Este comportamiento contrasta con la capacidad esperada de los IBR modernos de soportar ciertas perturbaciones de red (ride-through capability).²⁰ Determinar por qué una fracción tan grande de la generación se desconectó simultáneamente es clave.
• Nivel de Inercia del Sistema: Dada la alta penetración de generación renovable (principalmente solar) en el momento del incidente, es muy probable que el nivel de inercia síncrona total del sistema fuera significativamente más bajo que en periodos de alta generación convencional.⁷ Esta condición de baja inercia habría hecho al sistema mucho más sensible a la pérdida masiva de generación, resultando en una caída de frecuencia extremadamente rápida (alta RoCoF) y profunda, dificultando enormemente la contención del evento.¹⁶
• Dinámica de la Interconexión: La pérdida de la interconexión con Francia, ocurrida muy pronto en la secuencia ¹⁶, tuvo un doble efecto negativo. Por un lado, eliminó el soporte de inercia que el sistema europeo continental proporcionaba a la península, reduciendo aún más la inercia efectiva disponible para contrarrestar el desequilibrio.¹⁶ Por otro lado, aisló al sistema ibérico justo en el momento más crítico, impidiendo cualquier ayuda externa para estabilizar la frecuencia. La decisión de Portugal de desconectarse, aunque comprensible desde la perspectiva de autoprotección, ilustra también cómo las perturbaciones pueden llevar a la fragmentación del sistema interconectado.²⁹
• Otros Factores Potenciales: Si bien REE ha descartado un ciberataque directo a sus sistemas de control ²⁷ y AEMET ha descartado fenómenos meteorológicos inusuales ²⁰, las investigaciones continúan abiertas a otras posibilidades, incluyendo fallos técnicos subyacentes, ajustes inadecuados de protecciones, interacciones imprevistas entre controles, o incluso la posibilidad de sabotaje o ciberataque a sistemas de terceros (generadores, etc.).²⁶

La hipótesis más plausible, a la espera de los informes finales, es que el apagón fue una tormenta perfecta: una perturbación inicial de una magnitud sin precedentes (pérdida masiva y casi instantánea de IBR), que impactó sobre un sistema operando en un estado potencialmente vulnerable (baja inercia debido a alta penetración renovable), y cuya severidad fue amplificada por la pérdida del soporte de la interconexión. Este escenario subraya el riesgo sistémico incrementado cuando la alta penetración de IBR no se acompaña de medidas suficientes para garantizar la estabilidad y de un comportamiento robusto y predecible de los propios IBR durante las contingencias.¹⁶

7.3. Respuestas Operativas y Recuperación del Sistema

Ante el colapso, los operadores del sistema (REE en España, REN en Portugal) activaron sus procedimientos de emergencia para la restauración del suministro. Esto implicó:

• Aislamiento y Estabilización: Confirmar la separación de Portugal ²⁹ y asegurar el estado de «cero» del sistema español antes de iniciar la reconstrucción.
• Arranque de Unidades Black Start: Utilizar las centrales designadas con capacidad de arranque autónomo (normalmente hidráulicas o ciertos ciclos combinados) para energizar pequeñas partes de la red.
• Reconstrucción Gradual: Crear «islas» eléctricas estables y expandirlas progresivamente, energizando líneas de transmisión y subestaciones.
• Sincronización de Generación: Conectar y sincronizar gradualmente otras centrales eléctricas (térmicas, hidráulicas, ciclos combinados que habían disparado) a las islas energizadas.
• Restauración de la Demanda: Reconectar bloques de carga de forma controlada, manteniendo siempre el equilibrio entre la generación disponible y la demanda conectada para evitar nuevas inestabilidades.

Este proceso es complejo y requiere una coordinación muy precisa. La recuperación total del suministro tomó varias horas, extendiéndose desde la tarde del 28 de abril hasta el día siguiente.²⁷ Algunas fuentes mencionan casi 10 horas para la normalización completa.²⁸ Durante la fase inicial de la perturbación, antes del colapso total, algunas centrales como la nuclear de Cofrentes llegaron a proporcionar una respuesta inercial positiva antes de ser desconectadas por las protecciones ¹⁷, evidenciando el papel estabilizador incluso momentáneo de la generación síncrona.

La exitosa, aunque prolongada, restauración del sistema demuestra la existencia de procedimientos robustos para el manejo de contingencias extremas. Sin embargo, también pone de manifiesto la complejidad inherente a la reconstrucción de una red eléctrica a gran escala desde cero, un proceso que, incluso en un sistema con alta penetración renovable, probablemente sigue dependiendo en gran medida de la capacidad de arranque y control de la generación convencional gestionable para iniciar y guiar la recuperación.

7.4. Lecciones Preliminares e Investigaciones en Curso

Las investigaciones oficiales sobre las causas raíz del apagón están siendo llevadas a cabo por múltiples entidades: REE, un comité de análisis gubernamental ³⁶, el Centro Nacional de Inteligencia (CNI) ³², la Audiencia Nacional (explorando la hipótesis de sabotaje) ³¹, la Comisión Europea ²⁷ y un grupo de seguimiento conjunto hispano-luso.³³ Aunque REE ha descartado un ciberataque a sus sistemas y apunta a la desconexión de generación como causa próxima ³¹, persiste la incertidumbre sobre los factores desencadenantes últimos y las posibles responsabilidades.³⁵

Independientemente de los resultados finales, el evento ya ha generado un intenso debate y ha puesto de relieve lecciones preliminares cruciales para la transición energética:

• Necesidad de Comportamiento Robusto de los IBR: Es imperativo asegurar que los IBR (solares, eólicos) no solo cumplan con los requisitos de conexión, sino que se comporten de manera predecible y estable durante perturbaciones, incluyendo la capacidad de «ride-through» y, cada vez más, la contribución activa a la estabilidad (SI, FFR, GFM). La aprobación y aplicación de procedimientos operativos como el P.O. 7.4 en España, que permitiría a las renovables participar en el control de tensión, se vuelve más urgente.¹⁷
• Gestión Activa de la Inercia: El apagón subraya la criticidad de mantener niveles adecuados de inercia en el sistema, ya sea a través de la generación síncrona remanente, la inercia sintética de IBR y almacenamiento, o mediante compensadores síncronos.⁷ La inercia debe ser monitorizada y gestionada activamente.
• Resiliencia y Planificación: Se evidencia la necesidad de reforzar la resiliencia general del sistema, incluyendo la robustez de las redes, la disponibilidad de reservas adecuadas (incluyendo las de respuesta rápida) y planes de contingencia y restauración bien probados.⁷ Es necesario invertir en la estabilización de la red.³²
• Revisión de Protecciones y Controles: El evento probablemente impulsará una revisión de los ajustes de las protecciones y la coordinación de los sistemas de control para asegurar su correcto funcionamiento en condiciones de baja inercia y alta RoCoF.
• Valoración de la Estabilidad: Refuerza el argumento de que los servicios de estabilidad (inercia, control de frecuencia/tensión, fortaleza) deben ser explícitamente valorados y remunerados para incentivar las inversiones necesarias.

Este apagón masivo actúa como una llamada de atención crítica para España, Portugal y otros sistemas eléctricos que avanzan rápidamente en la integración de renovables. Obliga a reevaluar las prácticas operativas, los requisitos técnicos para los IBR y la arquitectura de mercado de los servicios de estabilidad, para garantizar que la transición energética no comprometa la seguridad y fiabilidad del suministro eléctrico.⁷

8. Conclusión: Navegando el Camino hacia un Futuro Energético Estable y Renovable

8.1. Conclusiones Clave

El análisis realizado a lo largo de este informe permite extraer varias conclusiones fundamentales sobre la interacción entre la inercia, las energías renovables y la estabilidad de la red eléctrica:

1. La Inercia es Esencial: La inercia rotacional, proporcionada naturalmente por la masa giratoria de los generadores síncronos, es una propiedad física intrínseca que resulta crítica para la estabilidad de la frecuencia de la red eléctrica. Actúa como un amortiguador instantáneo ante perturbaciones, limitando la Rapidez de Cambio de la Frecuencia (RoCoF).
2. Las ERV Reducen la Inercia: La sustitución de la generación síncrona convencional (nuclear, hidráulica, ciclos combinados, carbón) por Recursos Basados en Inversores (IBR) como la solar fotovoltaica y la eólica, conlleva una reducción sistemática de la inercia total del sistema.
3. La Baja Inercia Incrementa los Riesgos: Un sistema con menor inercia es inherentemente menos robusto ante perturbaciones. Experimenta mayores y más rápidas desviaciones de frecuencia (alta RoCoF), lo que aumenta el riesgo de actuación de protecciones, deslastre de cargas y, en casos extremos, fallos en cascada que pueden llevar a apagones generalizados.
4. Existen Soluciones Tecnológicas: Se dispone de un conjunto de tecnologías y estrategias para mitigar los desafíos de la baja inercia. Estas incluyen dotar a los IBR de capacidades avanzadas (Inercia Sintética, FFR, Grid-Forming), instalar soluciones dedicadas (Compensadores Síncronos, Volantes de Inercia), desplegar almacenamiento de energía (Baterías, Bombeo) y reforzar la red y los sistemas de control.
5. El Apagón Ibérico como Advertencia: El evento de abril de 2025 en la Península Ibérica ilustra vívidamente las consecuencias potenciales de una gestión inadecuada de la estabilidad en sistemas con alta penetración de IBR y baja inercia cuando se enfrentan a perturbaciones severas. Subraya la necesidad urgente de abordar estos desafíos de forma proactiva.
6. Viabilidad del 100% Renovable Condicionada: Un sistema eléctrico 100% renovable es técnicamente concebible, pero su operación fiable requiere la implementación generalizada de las soluciones de estabilidad mencionadas, especialmente inversores GFM y almacenamiento a gran escala, junto con mercados y regulaciones que incentiven adecuadamente la provisión de estos servicios críticos.

8.2. Recomendaciones Estratégicas para Reguladores, Operadores de Red e Industria

Para asegurar una transición energética exitosa hacia un sistema descarbonizado que sea a la vez fiable y seguro, se proponen las siguientes recomendaciones estratégicas:

1. Exigir Capacidades Avanzadas a los IBR: Actualizar y reforzar los códigos de red para exigir que las nuevas (y potencialmente las existentes modernizadas) instalaciones de IBR de tamaño significativo incorporen capacidades de provisión de servicios de red, como Inercia Sintética, FFR y, progresivamente, funcionalidad Grid-Forming (GFM).¹⁹ Establecer procesos rigurosos de ensayo, certificación y validación de estas capacidades. Acelerar la implementación de procedimientos operativos que habiliten esta participación, como el P.O. 7.4 en España.¹⁷
2. Valorar y Adquirir Servicios de Estabilidad: Diseñar e implementar mecanismos de mercado o esquemas regulatorios que reconozcan el valor de los servicios esenciales para la fiabilidad (inercia, respuesta rápida de frecuencia, fortaleza del sistema, capacidad de black start, etc.) y remuneren adecuadamente a los activos que los proporcionen (IBR, almacenamiento, CS, FESS, demanda flexible).¹¹ Esto es crucial para incentivar las inversiones necesarias.
3. Invertir en Infraestructura de Red y Soluciones Dedicadas: Continuar con el refuerzo y la modernización de la red de transporte para adaptarla a los nuevos patrones de flujo y mantener la fortaleza del sistema. Evaluar e implementar el despliegue estratégico de soluciones dedicadas como Compensadores Síncronos o Volantes de Inercia en nodos críticos donde sean necesarios.¹¹ Gestionar activamente las interconexiones para maximizar sus beneficios y mitigar sus riesgos.
4. Mejorar la Monitorización y el Control del Sistema: Invertir en herramientas avanzadas de supervisión (como WAMPAC), análisis y predicción ⁵ que proporcionen a los operadores del sistema una mayor visibilidad y capacidad de gestión de las condiciones operativas en tiempo real, especialmente en escenarios de baja inercia.
5. Fomentar un Portafolio Diverso de Flexibilidad: Promover el desarrollo y la integración de una amplia gama de recursos de flexibilidad, incluyendo la respuesta de la demanda ¹⁵, el almacenamiento de energía de corta y larga duración ⁷, y el uso flexible de la generación convencional gestionable remanente durante la transición.
6. Promover la Colaboración y la Transparencia: Fomentar la investigación colaborativa, el intercambio de información y el análisis transparente de incidentes como el apagón ibérico para extraer lecciones aprendidas y mejorar las prácticas a nivel nacional e internacional.²⁷ La coordinación entre operadores de sistemas vecinos es fundamental.

En conclusión, la consecución de un sistema eléctrico descarbonizado, fiable y resiliente requiere un cambio de enfoque fundamental. La estabilidad de la red, que tradicionalmente se consideraba una propiedad inherente del sistema gracias a la generación síncrona, debe ahora ser considerada como un conjunto de servicios esenciales que necesitan ser explícitamente diseñados, gestionados, monitorizados y adquiridos. La ingeniería proactiva de la estabilidad en paralelo al despliegue de las energías renovables es la clave para navegar con éxito la transición energética.

Obras citadas

1. Energías renovables – Red Eléctrica, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://www.ree.es/es/transicion-ecologica/energias-renovables
2. estimación de la inercia equivalente de un sistema de – Repositorio Digital – EPN, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://bibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/25415/1/CD%2014276.pdf
3. Capítulo 2 Definiciones y Clasificación de la Estabilidad – Fglongatt.org, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://fglongatt.org/OLD/Archivos/Archivos/SP_II/PPTCapitulo2SP2.pdf
4. WEBINAR: Control de la frecuencia y respuesta Inercial en Sistemas de Potencia del futuro, 03Jun2021 – YouTube, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://www.youtube.com/watch?v=D8ef7HsKNFk
5. energías solar y eólica en la red eléctrica: mitos y errores de percepción – NREL, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://www.nrel.gov/docs/fy16osti/66375.pdf
6. Inercia rotacional (artículo) | Khan Academy, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://es.khanacademy.org/science/physics/torque-angular-momentum/torque-tutorial/a/rotational-inertia
7. El gran apagón del 28 de abril, una red eléctrica demasiado verde | Asset Managers, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://www.estrategiasdeinversion.com/fondos/el-gran-apagon-del-28-de-abril-una-red-electrica-n-809389
8. Inertia (and rate of change of frequency): an introduction – Research | Modo Energy, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://modoenergy.com/research/system-inertia-grid-frequency-rocof-explainer
9. ESTUDIO ESTABILIDAD EN UNIDADES DE GENERACIÓN HIDRAULICA – Trilogía: Ciencia, Tecnología, Sociedad, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://trilogia.utem.cl/wp-content/uploads/sites/9/2018/01/articulo12_trilogia_vol24n34.pdf
10. Inverter-Based Resources → Term – Energy → Sustainability Directory, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://energy.sustainability-directory.com/term/inverter-based-resources/
11. condensadores síncronos para la estabilidad de redes eléctricas en la transición energética – FISE, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://fise.co/wp-content/uploads/2023/11/3-Condensadores-sincronos-para-la-estabilidad-de-redes-electricas-en-la-transicion-energetica-Paulo-Brito.pdf
12. Estabilizador de frecuencia y tensión Estabilizador de frecuencia y tensión basado en el volante de inercia. Proyecto de I+D+i – Red Eléctrica, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://www.ree.es/sites/default/files/downloadable/presentacion_volante_de_inercia.pdf
13. La inercia de la red eléctrica | Transición Energética, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://www.transicionenergetica.es/general/inercia-de-red/
14. Energías renovables, inercia virtual y la red eléctrica por el Dr. Emmanuel Torres Montalvo, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://www.youtube.com/watch?v=Y4XH6b4Cwx8
15. Rate of Change of Frequency (RoCoF) withstand capability – entso-e, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://www.entsoe.eu/Documents/Network%20codes%20documents/NC%20RfG/IGD_RoCoF_withstand_capability_final.pdf
16. Grid Forming: la clave para un sistema 100% renovable estable y seguro, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://energiaestrategica.es/grid-forming-renovables/
17. La supresión de energía nuclear hará que la red española pierda una importante fuente de estabilidad – Artículo 14, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://www.articulo14.es/economia/la-supresion-de-energia-nuclear-hara-que-la-red-espanola-pierda-una-importante-fuente-de-estabilidad-20250503.html
18. Centrales de Generación de Energía Eléctrica – OCW – Universidad de Cantabria, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://ocw.unican.es/pluginfile.php/1865/course/section/1496/bloque-energia-III.pdf
19. Inverter Based Resources: Challenges and Opportunities for Grid Reliability, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://esic.wsu.edu/2025/04/06/inverter-based-resources-challenges-and-opportunities-for-grid-reliability/
20. Inverter-based resource – Wikipedia, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://en.wikipedia.org/wiki/Inverter-based_resource
21. ¿Una sobrecarga de energía renovable que colapsó el sistema? – Artículo 14, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://www.articulo14.es/economia/una-sobrecarga-de-energia-renovable-que-colapso-el-sistema-20250429.html
22. Factors Affecting RoCoF | Rate of Change of Frequency – YouTube, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://www.youtube.com/watch?v=8_uSnQCkDd0
23. DOCUMENTO TÉCNICO Control en Microrredes de A.C: Control Jerárquico, Tecnologías y Normativa – CIGRE Colombia, fecha de acceso: mayo 3, 2025, http://www.cigrecolombia.org/Documents/Documentos-t%C3%A9cnicos/DT-6.2-Control%20en%20Microrredes%20de%20Corriente%20Alterna%20Control%20Jer%C3%A1rquico,%20Tecnolog%C3%ADas%20y%20Normativa.pdf
24. Oscilación fuerte en la red eléctrica: qué es y por qué puede causar un apagón – LISA News, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://www.lisanews.org/infraestructuras-criticas/oscilacion-fuerte-en-la-red-electrica-que-es-y-por-que-puede-causar-un-apagon/
25. Guía para la implementación de controles POD – Red Eléctrica, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://www.ree.es/sites/default/files/12_CLIENTES/Documentos/GT_POD_guia_implementacion_controles_POD.pdf
26. Apagón en España y Portugal – Revista 5W, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://www.revista5w.com/rickshaw/apagon-en-espana-y-portugal
27. Última hora del apagón – 29 de abril de 2025 | Sánchez pide a las eléctricas que colaboren en las investigaciones sobre las causas del apagón – EL PAÍS, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://elpais.com/economia/2025-04-29/ultima-hora-del-apagon-en-directo.html
28. Así fue el apagón eléctrico del 28 de abril 2025 que dejó a España sin luz durante casi 10 horas – Onda Cero, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://www.ondacero.es/noticias/sociedad/directo-corte-luz-espana-todo-apagon-nacional_20250428680f5c2be52da91ed5321517.html
29. Apagón en la península ibérica de 2025 – Wikipedia, la enciclopedia libre, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://es.wikipedia.org/wiki/Apag%C3%B3n_en_la_pen%C3%ADnsula_ib%C3%A9rica_de_2025
30. Causas del apagón eléctrico de luz en España, en directo – El Confidencial, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://www.elconfidencial.com/espana/2025-04-30/ultima-hora-apagon-luz-espana-directo_4119426/
31. Red Eléctrica Española ya tiene un veredicto sobre lo que causó el apagón: una «desconexión» de generación, no un ciberataque – Xataka, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://www.xataka.com/energia/red-electrica-espanola-tiene-veredicto-que-causo-apagon-desconexion-generacion-no-ciberataque
32. El CNI investiga el apagón: ¿Ignoró Red Eléctrica los avisos antes del colapso? – Antena 3, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://www.antena3.com/noticias/economia/cni-investiga-apagon-ignoro-red-electrica-avisos-antes-colapso_202505026814e8a3e52da91ed5360653.html
33. Así fue la semana en que el sistema eléctrico español se fracturó por el apagón, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://www.eleconomista.es/energia/noticias/13345314/05/25/asi-fue-la-semana-en-que-el-sistema-electrico-espanol-se-fracturo-por-el-apagon.html
34. Apagón de luz en España en directo hoy: última hora de la caída de la electricidad, responsabilidades y estado de la energía nuclear – La Razón, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://www.larazon.es/economia/apagon-luz-espana-directo-hoy-ultima-hora-caida-electricidad-responsabilidades-estado-energia-nuclear_2025050268145928319ae75da4be1072.html
35. Apagón en España, en directo hoy | Causas, repercusiones y últimas noticias sobre los cortes de electricidad – LaSexta, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://www.lasexta.com/noticias/nacional/apagon-causas-investigacion_202504306811c7c6e52da91ed533cfbc.html
36. Última hora del apagón eléctrico en España en directo: El Comité de análisis celebra su segunda reunión – Antena 3, fecha de acceso: mayo 3, 2025, https://www.antena3.com/noticias/economia/ultima-hora-apagon-electrico-espana-directo-comite-analisis-celebra-segunda-reunion_202505036815bd27319ae75da4befd80.html