La transición energética exige una reconfiguración estructural de las redes eléctricas

La transición energética suele presentarse como un problema de adopción tecnológica: más renovables, más almacenamiento, más transmisión. Bajo esa narrativa, el éxito dependería principalmente de la velocidad con la que se despliegan nuevos activos físicos. Sin embargo, los fallos más persistentes que hoy se observan incluso en sistemas que ya cumplen metas de capacidad instalada rara vez se explican por la ausencia de una tecnología concreta. Emergen, más bien, de desalineaciones entre: dinámica física, control y protección, operación del sistema, planeación, diseño de mercado e incentivos regulatorios. El problema no es que falten piezas. Es que el sistema perdió coherencia física.

Durante más de un siglo, las redes eléctricas desde la distribución en media tensión hasta la subtransmisión y la transmisión en alta y extra-alta tensión fueron concebidas como infraestructuras físicas robustas, capaces de atravesar territorios complejos y soportar condiciones extremas: orografía difícil, meteorología severa, suelos con alta resistividad, variaciones térmicas desde calor intenso hasta frío polar. Sobre esa base material se construyó todo lo demás: esquemas de protección, filosofía operativa, mercados eléctricos y marcos regulatorios.

Ese legado no es anecdótico. Define todavía hoy los márgenes de estabilidad, la selectividad de protecciones y los supuestos implícitos de operación.

Históricamente, los sistemas eléctricos evolucionaron como una pila de capas bien acopladas:

• Física: las máquinas síncronas aportaban inercia, corriente de falla y soporte de voltaje por construcción.
• Control y protección: afinados para dinámicas electromecánicas predecibles y alta corriente de cortocircuito.
• Operación: basada en frecuencias lentas y amplias reservas rotacionales.
• Planeación y mercados: optimizados alrededor de energía y capacidad, con los servicios de seguridad tratados como secundarios.

Con la sustitución progresiva de generación síncrona por recursos basados en convertidores, esas propiedades “gratuitas” dejan de existir. La inercia, la corriente de cortocircuito y el soporte de voltaje ya no vienen dadas por la física del equipo: se convierten en servicios adicionales que deben especificarse, contratarse, verificarse y gobernarse. El sistema no solo agrega renovables; cambia de naturaleza.

En sistemas complejos, el riesgo dominante no es la falla de un componente, sino la falla de las interfaces: requisitos mal definidos, responsabilidades difusas, controles con dinámicas incompatibles y software de distintos fabricantes interactuando bajo supuestos de modelado no sintonizados por diseño, ni entre sí ni con la dinámica física real de la red.

De la inercia física a la respuesta diseñada

Uno de los ejes centrales de la transición es el paso de una física inherente a un comportamiento diseñado. En redes de baja inercia, la frecuencia varía más rápido y los márgenes de estabilidad se estrechan. El diseño de control y las políticas operativas deben adaptarse a esa nueva realidad.

La literatura técnica ha subrayado que el pensamiento sistémico es indispensable para integrar electrónica de potencia, máquinas y controles a gran escala. La conclusión es directa: el comportamiento inercial debe tratarse como un servicio del sistema, con:

• requisitos funcionales explícitos (tiempo de respuesta, magnitud, sostenibilidad),
• métodos de verificación (pruebas, reproducción de disturbios),
• visibilidad operativa (pronóstico, límites),
• y responsabilidades claras (quién provee, quién mide, quién hace cumplir).

Sin ese contrato detallado, la estabilidad se vuelve, en el peor de los casos, una suposición implícita y, en el mejor, una situación afortunada.

De ahí la necesidad de marcos explícitos de interoperabilidad multi-vendor para recursos grid-forming.

Cuando planear ya no basta

En varios sistemas donde la planeación dejó de ser meramente orientativa y se volvió condición de existencia para un proyecto, fijar coordenadas territoriales y eléctricas no equivale todavía a diseñar un sistema estable.

Cuando la ubicación de la nueva capacidad ya viene predeterminada por ejercicios de planeación vinculante, la pregunta deja de ser solo “¿dónde cabe?”, y pasa a ser “¿qué diseño sistémico necesita la red para absorberla sin volverse frágil?”. Esto introduce una asimetría relevante: la expansión de generación deja de ser el principal determinante de costo y riesgo, y pasa a depender críticamente de la capacidad estructural de la red para integrarla sin degradar su desempeño dinámico.

Aun si esos requerimientos de refuerzo se internalizan dentro del proyecto, la incertidumbre no desaparece. La viabilidad económica ya no depende únicamente del recurso energético o de la eficiencia tecnológica, sino de restricciones de red que pueden limitar el despacho efectivo y, con ello, el perfil de recuperación de la inversión. En ese contexto, cuando la localización responde a decisiones de política pública y no a una optimización técnico-económica integral del sistema, la asignación de riesgos deja de ser neutra: se redistribuye implícitamente entre desarrolladores, operadores y el propio marco institucional.

“Cuando la localización responde a decisiones de política pública y no a una optimización técnico-económica integral del sistema, la asignación de riesgos deja de ser neutra”.

La planeación abre la puerta del sistema. No garantiza que el diseño físico subyacente esté listo para sostener la nueva capacidad y la nueva tecnología que se integra.

La resiliencia no es un “extra”

Con frecuencia se confunden confiabilidad y resiliencia.

La primera se refiere al desempeño esperado del sistema bajo contingencias normales.

La segunda al comportamiento bajo eventos extremos y a la capacidad efectiva de recuperación posterior.

Desde un punto de vista estrictamente técnico, una transición estructural debe incorporar explícitamente:

• robustez frente a perturbaciones severas,
• capacidad de reconfiguración operativa del sistema,
• rapidez de recuperación del servicio,
• adaptabilidad técnica e institucional ante nuevos patrones de riesgo.

Estas dimensiones se traducen en capacidades concretas: rutas de arranque en negro, estrategias de operación en islas, planes formales de restauración y reglas operativas claras para el modo de emergencia.

Tratar la resiliencia como un “añadido” equivale a diseñar un edificio sin calcular su comportamiento sísmico.

La dimensión del reto

Conviene recordar que la infraestructura existente de transmisión y subtransmisión no fue concebida como un activo de corto plazo. Representa más de un siglo de acumulación de capital, integración territorial y adaptación ingenieril a entornos hostiles y restricciones operativas cambiantes.

Pasar de una adaptación incremental a un reemplazo a gran escala implicaría inversiones del orden de muchos miles de millones de dólares, comparables a la acumulación histórica que creó la red actual. No se trata solo de dinero: es un programa multigeneracional que involucra planeación, derechos de vía, permisos ambientales, capacidad institucional y gobernanza de largo plazo.

Un marco propositivo

Si se adopta una perspectiva estructural, el problema deja de ser ideológico y se vuelve de diseño. Algunas reglas operativas emergen con claridad:

• Especificar explícitamente los servicios del sistema.

Si antes eran “gratuitos” (inercia, corriente de falla), hoy deben ser requisitos verificables.

• Diseñar interfaces antes de optimizar activos.

Las reglas de interconexión y los roles de control determinan si un activo ayuda o perjudica.

• Favorecer comportamientos interoperables.

Las reglas de respuesta dinámica ante frecuencia y voltaje ya no están dictadas por la física de las máquinas, sino por software. Si esas reglas no se estandarizan, el sistema deja de comportarse como una red coordinada y pasa a ser una colección de respuestas incompatibles.

• Tratar la capacidad institucional como parte del sistema eléctrico.

Los modelos dinámicos, la infraestructura de pruebas y la formación de operadores no son gastos administrativos. Son componentes técnicos sin los cuales una red dominada por electrónica de potencia no puede operar de forma segura.

• Convertir el aprendizaje en un mecanismo operativo real.

Los eventos y disturbios no deben quedarse en informes técnicos. Deben traducirse en cambios concretos en los códigos de red, los criterios de interconexión y los productos de mercado.

La transición como problema de diseño estructural

La transición energética puede abordarse como una carrera por desplegar activos o como un rediseño disciplinado del sistema eléctrico.

En el primer camino, los problemas actuales no desaparecen: solo cambian de forma. Se sustituyen cuellos de botella térmicos por cuellos de botella dinámicos; límites de capacidad por límites de estabilidad; escasez de energía por fragilidad sistémica.

En el segundo camino, la atención se desplaza desde la velocidad de despliegue hacia la coherencia del diseño. Un sistema que durante más de un siglo fue concebido como una infraestructura física robusta no puede transformarse en una red dominada por electrónica de potencia y software sin replantear sus cimientos técnicos, operativos e institucionales.

En ese sentido, la transición no se debilita por falta de tecnologías. Se debilita cuando se rompe la alineación entre la física de la red, sus esquemas de control, su operación cotidiana y sus reglas de gobernanza.

Sin una reconfiguración estructural de fondo, la transición seguirá avanzando, pero sobre una base cada vez menos sólida desde el punto de vista sistémico.

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Este texto se basa en el documento técnico:
Pámanes Sieres, J. M. (2026). Energy Transition as an Architectural Problem: Designing the Future Power System (v1.0). Zenodo. https://doi.org/10.5281/zenodo.18309690

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