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A nivel mundial, operadores y proveedores de energía intentan hoy resolver sus problemas de estabilidad imitando lo que antes ocurría de forma natural: la inercia rotacional de las máquinas.
Paradójicamente, intentan aproximarse a un comportamiento que nunca fue perfecto, pero que era real. En su afán por digitalizar la estabilidad, la imperfección mecánica se ha vuelto el nuevo ideal a emular.
El espejismo tecnológico
En los últimos años, el discurso sobre la estabilidad del sistema eléctrico ha adquirido un tono casi mesiánico.
Conceptos como grid forming, inercia sintética o respuesta ultrarrápida se repiten como mantras tecnológicos.
La promesa es seductora: que la electrónica de potencia y el software logren lo que antes solo conseguían las turbinas de acero girando a miles de revoluciones por minuto.
Pero la red eléctrica no es un algoritmo.
Es un sistema físico, gobernado por leyes mecánicas, no por marketing digital.
Y aunque los inversores modernos pueden simular una respuesta ante variaciones de frecuencia, su aporte no equivale ni en magnitud ni en naturaleza a la inercia rotacional real de una máquina síncrona.
La energía cinética: estabilidad tangible
En una central hidroeléctrica, térmica o nuclear, el conjunto turbina–generador constituye una masa en rotación que almacena energía cinética proporcional a su momento de inercia y a la velocidad angular.
Esa reserva actúa como un amortiguador natural ante cualquier perturbación: si la frecuencia cae, el generador libera energía cinética instantáneamente, sin intervención de control alguno.
Es una respuesta pasiva, continua y automática.
Como lo expresó Kundur en Power System Stability and Control (1994):
“La energía cinética almacenada en las masas rotantes de los generadores proporciona un mecanismo de amortiguamiento inherente que se opone a cambios bruscos en la frecuencia del sistema. Esta respuesta inercial es automática y no depende de ningún sistema de control externo.”
Un rotor de acero de decenas de toneladas, girando a 3 000 rpm, puede almacenar cientos de megajoules (MJ) de energía cinética, equivalente al movimiento de un tren de alta velocidad.
Esa reserva reacciona en milisegundos, antes de que los sensores o controladores electrónicos siquiera registren el cambio.
La ilusión digital de la “inercia sintética”
La llamada inercia sintética —o virtual— no proviene de la física, sino del control. Un algoritmo detecta una variación de frecuencia y ordena una inyección temporal de potencia desde el bus de corriente directa (DC), alimentado por un sistema fotovoltaico, eólico o una batería.
El resultado puede parecer similar, pero no lo es.
Su desempeño depende de tres condiciones críticas:
- Retardo temporal: requiere medición y procesamiento; no es instantáneo.
- Energía limitada: su duración depende del enlace DC o del BESS asociado.
- Comportamiento programado: la lógica del sistema de control, definida por su EMS (Energy Management System) o por el firmware del inversor, determina cuándo y cuánto aportar; no responde de forma continua.
Según el NREL (2020), un sistema grid forming de 100 MW puede ofrecer una respuesta equivalente a la de una máquina térmica con una constante de inercia H del orden de cinco segundos, pero solo durante 0.2–0.3 s antes de agotar su reserva DC.
Reproduce la forma, pero no la profundidad temporal de una masa rotante.
La inercia digital puede imitar el gesto, pero no la sustancia.
Entre la simulación y la realidad
En los sistemas eléctricos, los programas de simulación especializados han modelado durante décadas el comportamiento de generadores, líneas y cargas, buscando representarlo matemáticamente con la mayor fidelidad posible. Los módulos de estado estable permiten analizar flujos de potencia y equilibrio nodal, mientras que los módulos dinámicos muestran cómo la red reacciona ante una perturbación, una variación de frecuencia o una pérdida súbita de generación. En ambos casos, el proceso de cálculo es iterativo hasta que el sistema converge, pero lo que converge es el número, no la máquina. El modelo describe; la turbina actúa. Con la inercia digital sucede algo similar: el algoritmo intenta reproducir el impulso natural de la masa rotante, pero no lo genera. Su estabilidad es matemática, no mecánica; depende del código, no del acero.
El costo oculto de la inercia sintética
La estabilidad no es gratis.
Cada planta renovable o sistema BESS que ofrezca inercia sintética debe mantener una fracción de su potencia sin despachar —entre 5 % y 10 %— como colchón operativo.
Esto implica operar subdespachado de forma permanente, sacrificando ingresos y eficiencia.
El NREL (2020) estima un sobrecosto del orden de 100 USD/kW por equipar una planta con controles grid forming.
Y donde no existe un mercado de servicios conexos que remunere esa reserva, el costo termina reflejándose en el precio final de la energía.
El ejemplo británico es revelador:
National Grid ESO (2023) destinó £ 323 millones a los proyectos Stability Pathfinder —condensadores síncronos (máquinas síncronas en vacío) y baterías con control grid forming— capaces de aportar 4.4 GVA·s de inercia (equivalente a 4.4 GJ de energía cinética rotacional).
El costo medio: £ 30 – 60 millones por GVA contratado.
Reemplazar la masa por código tiene un precio tangible.
La paradoja de la inercia acumulada
Algunos sostienen que, si cada fuente renovable incorporara un pequeño margen de inercia sintética, la suma total podría igualar o incluso superar la inercia mecánica del sistema.
En teoría, es cierto.
En la práctica, sería una proeza económica y técnica.
Habría que sobredimensionar miles de inversores y mantener millones de kilowatts en reserva para eventos que quizá nunca ocurran.
Y aun suponiendo viable ese despliegue, surge otro obstáculo: la coordinación dinámica.
Miles de inversores, intentando corregir la frecuencia al mismo tiempo, pueden generar resonancias y oscilaciones si sus sistemas de control no responden de manera perfectamente coordinada.
El fenómeno ha sido documentado por ENTSO-E (2022) y IEEE PES (2021): demasiados controladores digitales, intentando estabilizar la red, terminaron desestabilizándola.
El NREL (2020) calcula que, para igualar la respuesta inercial de una red síncrona típica con H en el orden de cinco segundos, se requeriría reservar alrededor de un 8 % de la potencia activa y responder en menos de 150 ms.
El costo sería, simplemente, prohibitivo.
Técnicamente posible; económicamente irracional.
Rotor vs. algoritmo
La diferencia entre la inercia mecánica y la sintética no está en la semántica, sino en la naturaleza del fenómeno.
La primera nace de la masa en rotación: un eje de acero que almacena energía cinética real y responde de forma instantánea ante cualquier cambio de frecuencia.
No necesita pensar ni calcular; actúa.
La segunda proviene de un algoritmo.
Antes de reaccionar, debe medir, procesar y decidir.
Su respuesta depende de la electrónica y del software, no del movimiento físico.
Y aunque puede inyectar potencia en milisegundos, su duración es limitada: solo mientras haya energía disponible en el bus DC o la batería.
Mientras la máquina rotante ofrece una respuesta continua, pasiva y global, los inversores grid forming operan de manera activa, discreta y local. Una actúa por naturaleza; la otra, por instrucción.
La primera amortigua la frecuencia del sistema; la segunda apenas corrige localmente.
Y si muchas lo intentan a la vez, incluso pueden inducir oscilaciones.
Además, la dependencia del software introduce un riesgo adicional que la masa rotante nunca tuvo: la vulnerabilidad digital.
En un entorno hiperconectado, un error de firmware o un ataque coordinado podría alterar simultáneamente miles de controladores.
La inercia mecánica no puede hackearse; la inercia digital, sí.
La red no olvida la física
El reto no es negar la electrónica de potencia, sino reconocer sus límites. Una red dominada por inversores requiere nuevos mecanismos de estabilidad, pero ninguno elimina la necesidad de energía cinética real.
Por eso, operadores como National Grid (UK), ENTSO-E (Europa) o REE (España) están reinstalando máquinas síncronas dedicadas exclusivamente a proveer inercia.
Los proyectos Stability Pathfinder y los Grid Forming Roadmaps no buscan reemplazar la física, sino reintegrarla al ecosistema digital.
Podemos digitalizar el control, pero no la energía cinética.
Mientras la frecuencia siga reflejando un fenómeno físico y no virtual, la estabilidad dependerá, inevitablemente, de la masa que gira detrás del megawatt.
La red eléctrica, como la naturaleza, no negocia con algoritmos.
Podemos imaginar una red sostenida por algoritmos perfectos, sin turbinas ni masas rotantes.
Pero mientras la frecuencia exista, la estabilidad seguirá perteneciendo al mundo de la física.
La inercia no se programa: se construye y se mantiene girando.
Referencias:
Kundur, P. (1994). Power System Stability and Control. McGraw-Hill Education.
ENTSO-E. (2021). Grid-Forming Capabilities – Towards System-Level Integration. Brussels: European Network of Transmission System Operators for Electricity.
National Renewable Energy Laboratory (NREL). (2020). Grid-Forming Inverters: Research Challenges and Opportunities (NREL/TP-5D00-73476).
National Grid ESO. (2023). Stability Pathfinder Programme – Technical Overview. London: National Grid Electricity System Operator.
IEEE Power & Energy Society Task Force on Inertia Emulation. (2021). Technical Report on Synthetic Inertia and Frequency Control. IEEE Power & Energy Society.
North American Electric Reliability Corporation (NERC). (2022). Inverter-Based Resource Performance Guideline and CIP-010-1 Cyber Security Standard. Atlanta: NERC.
*/ Dr. Jesús Pámanes Es ingeniero eléctrico especializado en la operación y estabilidad de sistemas de potencia. Inició su trayectoria en la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y más tarde en el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), donde fue director y creó el sistema de capacitación virtual, primero como Campus Virtual en CFE y posteriormente como Universidad Corporativa del organismo ya independiente. Actualmente lidera Pámanes Consulting, firma dedicada a soluciones energéticas para la industria y el sector eléctrico. Es autor de libros sobre liderazgo y educación técnica, y promotor de la innovación en el sector energético.
LinkedIn: Jesús Pámanes Sieres
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