En marzo de 2024 estuve en una jornada sobre tecnologías de la información durante la cual una persona de REE afirmó que en el futuro no podremos dar por sentada la seguridad del suministro de electricidad. Esta persona no explicó el porqué de semejante afirmación, pero no creo que estuviera pensando en un apagón catastrófico como el que sufrimos el 28 de abril de 2025 en España. Por el contexto de la jornada, es posible que quisiera decir que, en un sistema eléctrico basado exclusivamente en generación renovable, podrá haber momentos en los que la generación disponible no logrará cubrir toda la demanda sin que eso supusiera la caída de todo el sistema eléctrico. En cualquier caso, esa hipotética situación está relacionada con la que algunos consideran que es, si no la causa del apagón, al menos, su marco. Me refiero a la falta de inercia en el sistema eléctrico.
Desde hace años se vienen publicando artículos de investigación en los que se caracteriza la inercia y se estudia cómo ha ido disminuyendo a medida que aumenta la penetración de energías renovables. Esto no ha ocurrido solo en España, también ha ocurrido en todos los países que están introduciendo energías renovables de manera significativa. Los famosos 50 Hz de la red, que vemos en las placas de características de cualquier aparato doméstico, tienen su origen en el giro de los rotores de los alternadores de las centrales hidroeléctricas, térmicas y nucleares que, gracias a su masa, tienen la inercia que les permite compensar variaciones repentinas y transitorias de la frecuencia. A medida que este tipo de generadores pierden peso en la generación de electricidad también desaparecen las fuentes físicas de los 50 Hz y el sistema se vuelve más vulnerable a las inestabilidades que pueden alterar esa frecuencia. La misma Redeia admitía en su Informe de Gestión Consolidado del ejercicio 2024 el riesgo que esta situación supone para la capacidad de balance del sistema eléctrico. Esto debería hacernos pensar que la transición hacia un sistema eléctrico basado solo en energías renovables no puede consistir solo en instalar más y más capacidad de generación renovable.
Las fuentes de energía renovables, tanto la eólica como la fotovoltaica, utilizan convertidores electrónicos de potencia. Estos convertidores están pensados para verter la energía a una red bien constituida con sus esperados 50 Hz. Son convertidores que siguen a la red. Por esa razón, si detectan que la red es inestable se desconectan de ella. Esto es lo que pudo pasar el 28 de abril cuando, según ENTSO-e, la frecuencia cayó a 48 Hz. A diferencia de los convertidores convencionales, existen otros capaces de generar inercia sintética, es decir, mediante dispositivos y técnicas de control adecuadas, es posible que los convertidores reaccionen en milisegundos a cambios en la frecuencia de la red e imitar así la respuesta de un generador con inercia natural. De esta manera, la generación renovable podría contribuir a la estabilidad de la red. Este tipo de convertidores también pueden conseguir el mismo efecto con baterías, de manera que las baterías no solo almacenarían los excedentes renovables, sino que también contribuirían a la estabilidad de la red. Pero para que este tipo de convertidores se desarrollen comercialmente es necesario que la normativa los contemple. La Unión Europea puso en marcha en 2022 el procedimiento para iniciar la revisión de los códigos de red correspondientes, pero es un proceso que requiere años hasta que finalmente cada país los integra en su normativa. También será necesario modificar la normativa para que las baterías puedan acceder a todos los servicios relacionados con la estabilidad de la red.
No se puede olvidar que la demanda también puede contribuir a la estabilidad de la red. En España ya se ha activado cuatro veces el servicio de respuesta activa de la demanda (SRAD) a través del cual el operador del sistema solicita la desconexión de las cargas de aquellos consumidores que voluntariamente participan en el servicio y que reciben una remuneración a cambio de su flexibilidad. Pero las condiciones para participar dejan fuera a muchos posibles participantes. Es necesario rebajar la potencia mínima o permitir la agregación de consumidores y aumentar la frecuencia de las subastas para facilitar la incorporación de más potencia al servicio. Parece que todas estas ideas ya están sobre la mesa y podrían ser una realidad pronto. En la misma línea, el anunciado mercado de capacidad puede tener un papel importante en la estabilidad del sistema. En este mercado podrá participar tanto la generación, como el almacenamiento y la demanda. Parece que se va a permitir la agregación, lo que podría abrir las puertas a los consumidores pequeños, como los domésticos, y sacar provecho de la flexibilidad de su demanda en beneficio propio y del sistema.
» El Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) se constituye como un producto específico de balance provisto por la demanda de energía eléctrica del sistema eléctrico peninsular español, para hacer frente a situaciones en las que se identifique una insuficiencia de reserva de regulación terciaria a subir».
Para terminar, para lograr transformar el sistema eléctrico, además de todo lo citado, habrá que tender nuevas líneas en los lugares más saturados y mejorar la monitorización de la red. No es suficiente con llenar miles de hectáreas con paneles y aerogeneradores. Y queda en pie una pregunta importante: cómo financiar todo esto.
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