
Juan Jose Aguerrea Izquierdo
Director de Desarrollo de Negocio de Energía Renovable
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Spain
En los últimos años, el término "apagón" ha ganado protagonismo en conversaciones, foros y medios de comunicación. Aunque muchas veces se percibe con alarma, detrás de esta palabra hay un trasfondo técnico que conviene entender para valorar realmente los retos del sistema eléctrico actual, especialmente en un contexto de creciente protagonismo de las energías renovables.
El sistema eléctrico se sustenta en cuatro pilares fundamentales: generación, transporte, distribución y comercialización. La energía se produce en centrales que pueden ser nucleares, de gas o renovables como la eólica y la solar. Una vez generada, se transporta a través de la red de alta tensión, gestionada por Red Eléctrica de España (REE), y posteriormente se distribuye mediante redes de media y baja tensión hasta los consumidores. En paralelo, las comercializadoras compran la energía en el mercado mayorista y la venden a los usuarios finales.
El problema surge cuando se analiza la estabilidad de este sistema, especialmente frente a interrupciones o desequilibrios. Un elemento crítico es la inercia eléctrica, la capacidad del sistema para resistir cambios bruscos en la frecuencia de red. Las fuentes de energía tradicionales, como la nuclear o el gas, generan esta inercia de manera natural gracias a sus grandes masas rotatorias. Sin embargo, las renovables, al funcionar con sistemas electrónicos, no aportan esta estabilidad de forma automática.
Según datos públicos recientes, el sistema eléctrico español ha operado en momentos con un 30% menos de inercia de la recomendada, una cifra preocupante. Esta baja inercia vuelve al sistema más vulnerable a desequilibrios, por ejemplo, ante la desconexión repentina de una central.
Para mantener la frecuencia en el rango crítico de 49,9–50,1 Hz, el sistema dispone de mecanismos de reserva: primaria, secundaria y terciaria. La respuesta inicial ante una caída de frecuencia la proporciona la inercia. Si no es suficiente, se activa la Reserva Primaria —una respuesta inmediata pero no remunerada— seguida por Reservas Secundarias y Terciarias, que sí están compensadas económicamente. Las tecnologías renovables, mediante avances como el Grid Forming (tecnología que permite a sistemas renovables, no síncronos, que trabajen como si fueran centrales de generación convencionales con generadores síncronos, garantizando la aportación de inercia y la estabilidad de la red), empiezan a participar en estas reservas, emulando el comportamiento de los generadores tradicionales.
Otro factor clave es la potencia reactiva, que no se consume directamente, pero es esencial para mantener la tensión de red. Las renovables, aunque históricamente no han aportado esta capacidad, pueden ser adaptadas tecnológicamente para hacerlo.
Entonces y, en el caso de que ese sea el modelo energético deseado, ¿podría ser viable un sistema eléctrico 100% renovable? La respuesta es sí, pero con una serie de condiciones. Es necesario modernizar las redes, integrar almacenamiento mediante baterías y desplegar tecnologías como el Grid Forming para garantizar la estabilidad. Además, se requiere una estrategia clara para que las renovables colaboren activamente en la regulación de tensión y frecuencia.
La transición energética no solo implica cambiar las fuentes de generación, sino también repensar y rediseñar el funcionamiento del sistema eléctrico. Solo así se evitarán futuros “apagones” y se consolidará un modelo energético más limpio, seguro y resiliente.
Director de Desarrollo de Negocio de Energía Renovable
Spain