Renovables en el punto de mira

Ni culpables ni víctimas: las renovables estabilizan

Cuando el sistema eléctrico atraviesa momentos de mayor exigencia, es decir, momentos en los que mantener la red dentro de sus márgenes de seguridad se vuelve más difícil de lo normal, el debate público suele buscar un responsable inmediato y las renovables acaban, a menudo, en el centro del foco. Esto se agrava si además aparecen problemas o complicaciones apreciables por el usuario, como variaciones de tensión, desconexiones puntuales o, en casos extremos (pero ya conocidos), interrupciones del suministro a gran escala.

En sistemas eléctricos, la estabilidad no es una opinión, sino una propiedad física con una definición concreta [1], que debe asegurarse mediante un conjunto de prestaciones medibles que se exigen a todos los recursos conectados en el sistema y que influyen en su comportamiento. Por tanto, el debate relevante, más que evaluar si una tecnología “es más o menos estable” por sí misma, es analizar qué comportamientos se exigen a dicha tecnología, si es capaz de proveerlos y cómo se coordinan en la operación del sistema. Respecto a ese marco de exigencias, un aspecto clave a cuestionarse es su coherencia con las características de la red eléctrica en el momento de su aplicación. Es decir, no tiene sentido requerir lo mismo en un sistema de estructura centralizada en el que predomina la generación síncrona y donde las renovables representan una minoría (décadas pasadas), que en un sistema más distribuido y dominado por energías renovables (tendencia actual y a futuro, Fig. 1). En ambos escenarios el objetivo es el mismo, que la red opere de manera estable y segura, dentro de unos márgenes definidos, pero la manera de llevar a cabo este objetivo depende de las características de la fuente de energía en cuestión y de los elementos eléctricos que sirven de interfaz entre fuente y punto de conexión a red.

Para desarrollar estos aspectos más en detalle y evaluar la capacidad de las energías renovables de contribuir al objetivo de estabilidad y seguridad se pueden establecer tres planos o enfoques diferenciadores entre generación convencional (predominantemente no renovable) y generación renovable: (i) cómo se organiza la red y dónde se conecta la generación, (ii) cómo se comporta la potencia disponible y su capacidad de regulación, y (iii) qué tipo de interfaz eléctrica acopla la fuente a la red y cómo se controla.

En cuanto a la estructura de la red, esta es centralizada en grandes nodos generadores en el caso de generación convencional, en contraposición a una estructura más distribuida, con mayor proximidad entre generación y consumo en el caso renovable. Aunque esto no es una característica intrínseca de la generación renovable, sí que es una tendencia con el aumento de su presencia. En el artículo anterior [1] se ha descrito cómo es necesario evolucionar en los métodos de análisis y en los criterios de diseño del control de los equipos que regulan la generación renovable, en este marco de generación distribuida. Un sistema eléctrico distribuido, aunque haga que aparezcan nuevos retos en su gestión, representa una serie de beneficios destacados por los operadores de red europeos en [2] y [3], como reducción de costes, flexibilidad en la gestión, mayor adaptabilidad y eficiencia y una mejor asignación de recursos.

LA VARIABILIDAD DE LA FUENTE DE ENERGÍA

En lo relativo a la fuente de energía y a la variabilidad/controlabilidad de la potencia suministrada y su adaptación a la demanda es importante distinguir entre dos aspectos. Por un lado, la disponibilidad del recurso de energía, el cual determina un valor de potencia máxima Pmax que ese elemento generador de energía no puede superar. Por otro lado, la capacidad para regular potencia, es decir, para seguir una consigna Psetpoint que puede aumentar o disminuir según convengan los reguladores de nivel superior o el operador de red. De esta forma, un elemento de generación, renovable o no renovable, que se encuentre en un momento determinado entregando un valor de potencia igual a su potencia máxima, P=Pmax, no podrá nunca producir un incremento positivo en dicha potencia. Dicho de otra manera, no son viables puntos de operación en los que la consigna de potencia comandada sea mayor a la potencia máxima. Sin embargo, si existe capacidad de regulación, ese mismo elemento sí que podrá producir decrementos en su potencia generada, disminuyendo ésta por debajo de Pmax.

Aclarados estos aspectos básicos, ¿cuáles son las diferencias entre la generación no renovable o convencional y la generación renovable? En lo referente a la regulación de potencia, dentro del rango 0<Psetpoint<Pmax ambas tienen una amplia capacidad, pero con matices. En generación convencional las rampas de potencia son más limitadas (se pueden seguir consignas con una pendiente máxima sujeta a restricciones térmicas y mecánicas), puede existir un mínimo técnico en el valor de potencia generada y pueden existir costes, derivados de fatiga y mantenimiento y asociados a cambios rápidos en la potencia generada [4,5]. Por su parte la generación renovable (entendiendo aquella que se conecta a la red mediante convertidores basados en electrónica de potencia, como la solar o la eólica) aporta mucha más flexibilidad en la capacidad de regular potencia, con rampas más rápidas y mínimos de operación mucho menores o inexistentes. Para entendernos y a modo de ejemplo, un inversor conectado a un panel fotovoltaico en un momento de alta irradiancia puede estar generando Pmax y pasar a generar cualquier valor por debajo de Pmax (incluido 0) en escasos milisegundos si así se lo requiere el control superior o el operador de red, quedando esa dinámica fijada por las prestaciones del algoritmo de control y sin que ello repercuta negativamente en elementos del sistema como sí puede ocurrir en generadores convencionales.

El punto débil más evidente de las renovables es el valor de Pmax y su variabilidad. Mientras que la disponibilidad de carbón, agua, gas, etc, es conocida, los niveles de irradiancia o viento pueden variar en pocos segundos. Por tanto, en centrales de generación convencional la Pmax es alta y no viene normalmente limitada por el recurso sino por las capacidades físicas de la central, mientras que, en plantas fotovoltaicas o eólicas, además de los límites físicos de los inversores y de las líneas de conexión (conocidos y supuestos bien dimensionados) la Pmax puede verse reducida cuando escasea el recurso. A esto hay que sumar las condiciones de operación normal. Por cuestiones de eficiencia, lo lógico es operar las plantas de energía renovable a su potencia máxima disponible, ya que el recurso está ahí y es “gratuito”. En centrales de generación convencional, por el contrario, se trabaja a la potencia mínima necesaria, con un cierto margen respecto a Pmax, ya que el recurso es no renovable y tiene unos costes. Por tanto, en un sistema en el que existe un mix energético con energía renovable (eólica y fotovoltaica) y generación síncrona, como en la actualidad, lo más eficiente es que la primera opere al 100% (o muy cerca) de su potencia máxima y la segunda entregue la potencia restante hasta satisfacer la demanda. Esto es aplicable en términos generales, pudiendo surgir otros escenarios cuando existen restricciones de red, servicios, etc. En este escenario, cualquier regulación al alza en la potencia (aumento de generación) va a tener necesariamente que aportarlo la generación no renovable, al igual que va a tener que suplir cualquier disminución en los recursos renovables.

EL ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA: DE VARIABILIDAD A CAPACIDAD DE OPERACIÓN

La pregunta aquí es ¿qué ocurre si avanzamos hacia un modelo cada vez con menor presencia de generación síncrona? Existe la opción de que las renovables trabajen en modo reserva de potencia, es decir, por debajo de su potencia máxima, con un margen que permite cierta regulación al alza (Fig. 2). Además de tener un coste de oportunidad energético/económico, es una solución parcial, orientada a dotar de capacidad para cumplir determinados requisitos de operación, como por ejemplo los relacionados con regulación de frecuencia. La solución en este caso es la hibridación de renovables + almacenamiento. El almacenamiento actúa como un buffer de energía, puede absorber potencia (carga) cuando la generación supera la demanda, entregar potencia (descarga) en el caso contrario, permitiendo regulación de potencia al alza y a la baja, compensando la variabilidad de los recursos renovables y sustituyendo esa funcionalidad anteriormente aportada por la generación convencional/síncrona.

Respecto a las tecnologías de almacenamiento, son variadas y muchas de ellas con alta relevancia tecnológica en la actualidad: sistemas basados en baterías (BESS), con tecnologías como litio-ion [6], litio LFP [7], litio NMC [8], sodio-ion [9], flujo de vanadio [10], etc, sistemas de bombeo hidráulico, hidrógeno, volantes de inercia, supercaps, etc. En el contexto de hibridación con la generación fotovoltaica y eólica, los sistemas BESS son en la actualidad claros ganadores, por madurez tecnológica e industrial, prestaciones, eficiencia, etc, [6]. Esto es así al menos para dotar de capacidad de suministro en corto plazo (generalmente fijado en 4 horas [11]), considerándose otras tecnologías de las anteriormente mencionadas para necesidades de más largo plazo.

ESTRUCTURAS HÍBRIDAS: RENOVABLES + BESS

Un aspecto importante en cuanto a la hibridación es la estructura de integración del almacenamiento energético. Dicha hibridación puede llevarse a cabo como activos independientes (stand-alone), donde existan plantas de generación renovable (fotovoltaicas o eólicas) y plantas BESS, actuando como recursos independientes con puntos de acoplamiento a la red eléctrica diferentes. En este escenario es en los mecanismos de gestión de la red o, cuando aplica, en su operador en los que recae la responsabilidad de consignar los niveles de potencia de cada recurso para aprovechar las ventajas de la integración de dicho BESS. Otra opción es hibridar a nivel de planta o, dicho de otro modo, lo que se denominan plantas híbridas. En ese caso cada planta, solar o eólica, integra el almacenamiento de manera interna a su punto de conexión a red, pudiendo actuar como un recurso único y autogestionando la fuente de energía renovable y la capacidad de carga/descarga de BESS. Dentro del contexto de planta híbrida existen a su vez dos opciones de integración del almacenamiento: acoplamiento en continua (DC) o en alterna (AC). La elección de uno u otro esquema condicionará el número de convertidores y su dimensionamiento. En el caso de acoplamiento en DC, aplicable sobre todo en fotovoltaico (FV), existe un bus DC al que se conecta el panel FV y el BESS, generalmente mediante un convertidor de potencia de tipo DC/DC. La conexión entre bus DC y red eléctrica se realiza mediante un convertidor DC/AC compartido por ambos recursos. A grandes rasgos puede decirse que es una opción que tiene como ventajas una posible mejora de eficiencia y la capacidad de sobredimensionar el recurso FV respecto al convertidor DC/AC para cargar baterías en horas pico de generación. Al ser una estructura menos modular su control/gestión es menos flexible. Por su parte, en el caso de acoplamiento AC cada recurso (panel FV o turbina eólica) tiene su convertidor con salida AC para conexión al punto de acoplamiento común y de igual forma cada BESS tiene su PCS (convertidor DC/AC) con conexión a dicho punto, generalmente en media tensión. Esta estructura puede considerarse más flexible tanto en su control/gestión, con una separación más clara de controles y protecciones, como en capacidad de escalado. Sin embargo, precisa de más etapas de conversión, lo cual puede penalizar la eficiencia. En realidad, ninguna arquitectura es universalmente mejor: la elección depende del punto de conexión, de los objetivos operativos (vertidos, rampas, prestación de servicios), del marco regulatorio y de la estrategia de control. En cualquier caso, integrar almacenamiento añade flexibilidad y margen de maniobra a la operación del sistema en escenarios de alta penetración renovable y menor presencia de generación síncrona, convirtiendo parte de la variabilidad del recurso en capacidad operable.

EL CONVERTIDOR Y SU CONTROL: LIMITACIONES DE LA OPERATIVA GRID-FOLLOWING

Hasta aquí se han tratado aspectos ligados al recurso energético (potencia disponible y capacidad de regulación) en escenarios con generación convencional, con renovables y con renovables más almacenamiento. Queda por abordar un tercer diferenciador, crucial y cualitativamente distinto: la interfaz de conexión a red, es decir, la máquina síncrona frente al convertidor basado en electrónica de potencia o Convertidor Electrónico de Potencia (PEC). La máquina síncrona acopla a la red una masa giratoria cuya velocidad mecánica determina la frecuencia eléctrica y, ante un desequilibrio entre potencia mecánica y eléctrica, la energía cinética intercambia potencia con la red según la dinámica inercial. El convertidor, en cambio, acopla la fuente mediante electrónica de potencia: su contribución a tensión, corriente y potencia no viene impuesta por una dinámica mecánica, sino por el algoritmo de control y por sus límites de corriente, que determinan cómo responde y qué puede aportar durante perturbaciones.

Cuando la penetración renovable era reducida, la operativa habitual de las plantas conectadas mediante convertidores era de tipo Grid-Following (GFL): se asumía que el punto de conexión disponía de una red “fuerte”, con una relación de cortocircuito (Short Circuit Ratio, SCR) alta (impedancia baja), y el convertidor se sincronizaba con la tensión medida (típicamente mediante un PLL). En ese esquema, el objetivo principal era inyectar potencia activa y reactiva conforme a consignas, actuando de forma efectiva como una fuente de corriente controlada sobre una red cuya tensión y frecuencia venían “dadas” por el sistema.

A medida que aumenta la penetración de convertidores conectados, esa hipótesis deja de ser universal: en muchos puntos la red resulta menos fuerte, con un SCR más bajo, de forma que perturbaciones, saltos de carga o en general cualquier variación en la potencia transferida generan a su vez variaciones de tensión. Además, si se ha reducido la generación síncrona se habrá reducido la inercia del sistema y también se producirán desviaciones en la frecuencia de mayor pendiente (RoCoF) y magnitud. La sincronización en tensión se vuelve más delicada. En redes “débiles”, se ha estudiado cómo se ve perjudicada la robustez de los algoritmos GFL [12]: la señal a la que se sincronizan es más vulnerable, aparecen interacciones de control y el comportamiento del conjunto puede degradarse, incrementando el riesgo de desconexiones y contribuyendo negativamente a la estabilidad global. Sin embargo, en la actualidad la presencia de convertidores en modo GFL sigue siendo mayoritaria y las funcionalidades exigidas para contribuir a la estabilidad del sistema cada vez más exigentes. Estas funcionalidades pueden resumirse, entre otras, en las siguientes:

• Permanecer conectados cuando ocurren sub-tensiones o sobre-tensiones, dentro de de unos márgenes de magnitud y duración. Además, habitualmente en esas situaciones el convertidor debe dar soporte de tensión mediante la inyección de corriente reactiva (capacitiva o inductiva) de forma proporcional a la magnitud de la falta. Las dinámicas exigidas en estas respuestas suelen ser bastante rápidas, lo que obliga a efectuarlas de forma autónoma por cada convertidor, en base a la medida de tensión en su punto de conexión dentro de la planta.
• Dar soporte de tensión mediante aportes de potencia reactiva. Generalmente esta funcionalidad se lleva a cabo a nivel de planta, mediante controles Droop Q-V, cuya respuesta consigna a los inversores un nivel de potencia reactiva proporcional a la desviación de tensión medida en el punto de conexión.
• Dar soporte de frecuencia mediante regulación de potencia activa. Estas funcionalidades se suelen agrupar dentro del concepto de Fast Frequency Response, siendo las más típicas los controles Droop P-f, que responden variando la inyección de potencia activa de forma proporcional a desviaciones en la frecuencia estimada, o la emulación de inercia sintética, que busca “imitar” la respuesta inercial de las máquinas síncronas para compensar la pérdida de inercia que está sufriendo el sistema con la reducción de la generación síncrona.

LA OPERATIVA GRID-FORMING

Como solución (desde el punto de vista del algoritmo de control del convertidor) a la masiva penetración de energía solar y eólica en el sistema eléctrico y con el paradigma a futuro de una generación 100% renovable, se plantea la operativa Grid-Forming (GFM). El convertidor ya no actúa como una fuente de corriente sincronizada con la tensión medida, sino como una fuente de tensión que controla su propio voltaje y frecuencia a través de una sincronización basada en la transferencia de potencia. Sin entrar en detalle en las diferentes alternativas de estructuras de control GFM (Droops, VSG, synchronverter, VCO, etc) en la literatura técnica son numerosísimos los estudios sobre las estrategias GFM y su comparativa con GFL, señalándola como una operativa que ofrece mayor robustez en redes débiles y motivando su despliegue en el sistema eléctrico a medida que aumenta el número de convertidores.

Dicho esto, la solución GFM no es “magia” frente a GFL. Un convertidor GFM pretende comportarse como una fuente de tensión y, como tal, su capacidad para sostener esa tensión ante perturbaciones depende críticamente de su margen de corriente, tanto en régimen permanente como, sobre todo, en transitorios. Cuando una fuente de tensión alcanza su límite de corriente (saturación), pierde naturaleza de fuente de tensión: deja de poder regular la tensión dentro de márgenes y su comportamiento pasa a estar dominado por la limitación. Volviendo a los convertidores de potencia como interfaz para la conexión a red de recursos de energía renovable, se tienen dos fuentes de limitación: la limitación de potencia disponible en el recurso energético y la limitación de corriente impuesta por el convertidor y mucho más restrictiva en régimen transitorio que la soportada por las máquinas síncronas. Con respecto al primer punto, para asegurar una verdadera operación GFM a lo largo del tiempo es necesario integrar algún tipo de buffer de energía, como por ejemplo almacenamiento. Esto no es nada nuevo y ya se había justificado su necesidad con la integración de energías renovables. Respecto al segundo, las principales líneas de actuación incluyen: un dimensionamiento cuidadoso de los equipos, la caracterización detallada de los límites de corriente (magnitud y perfiles temporales), y el desarrollo de estrategias de limitación de corriente por control. Este último aspecto es, probablemente, uno de los focos centrales de la investigación en GFM: diseñar limitadores rápidos y efectivos que permitan salir de saturación lo antes posible y, al mismo tiempo, conserven en la mayor medida posible el comportamiento como fuente de tensión, sin recurrir a esquemas de sincronización basados en PLL o similar.

Retomando las funcionalidades que se exigían a los sistemas GFL anteriormente resumidas, muchas de ellas son intrínsecas a la operativa GFM, aunque dependientes de la implementación adoptada. Exigir parametrizaciones concretas para algunas funcionalidades de regulación de tensión y/o frecuencia, como pueden ser valores de droop o valores de inercia virtual, puede chocar con los criterios de diseño adoptados desde el punto de vista del algoritmo de control. Como ejemplo, en general en muchas implementaciones de GFM las dinámicas del seguimiento de consignas de potencia, el valor de Droop P-f y la inercia emulada son tres aspectos estrechamente relacionados y condicionados entre sí, por lo que es importante entender que no se puede ajustar su valor de forma independiente, pero sobre todo es importante plantearse si tiene sentido hacerlo. En esa línea, ante el despliegue previsto de convertidores GFM, los operadores y organismos técnicos responsables están trabajando en la actualización de requisitos para orientarlos a esta nueva operativa.

CONCLUSIONES

En definitiva, cuando se analiza la estabilidad del sistema con criterios técnicos, la pregunta relevante no es si la renovable “es estable” por naturaleza, sino qué prestaciones medibles aporta y bajo qué condiciones de red. La transición hacia una red más distribuida y con menor presencia síncrona desplaza el foco hacia dos limitaciones claras: por un lado, la variabilidad del recurso, y por otro, las limitaciones que pueda presentar la interfaz basada en convertidores de potencia y su control. Operar renovables con almacenamiento convierte parte de la variabilidad energética en capacidad de operación; y evolucionar desde esquemas grid-following a estrategias grid-forming mejora la robustez en redes débiles y permite dar soporte a tensión y frecuencia de una manera activa. Por eso, lejos de ser el origen automático de la inestabilidad, las renovables pueden ser parte de la solución siempre que tanto la formulación de los requisitos, como la gestión de todos los recursos y elementos conectados en el sistema, se haga de forma coherente con el escenario de red que estamos construyendo.

REFERENCIAS

1. Javier Serrano Delgado. “Problemas de estabilidad en las Redes Eléctricas.” Blog de Norvento, (Febrero, 2026).
2. ENTSO-E. “Distributed Flexibility and the value of TSO/DSO cooperation.” (2017).
3. ENTSO-E. “Research, Development & Innovation Roadmap 2024 – 2034.” (2024)
4. NREL. N. Kumar, P. Besuner, S. Lefton, D. Agan, and D. Hilleman. “Power Plant Cycling Costs.” (2012)
5. Energy Procedia. Yuan-Kang Wu, Yi-Wen Wang. “Literature Review Concerning the Cycling Cost in a Power System with Renewable Power Sources” (2019)
6. Tha’er Jaradat, Tamer Khatib. “A review of battery energy storage system for renewable energy penetration in electrical power system: Environmental impact, sizing methods, market features, and policy frameworks.” (2025)
7. Tao Chen, Man Li and Joonho Bae. “Recent Advances in Lithium Iron Phosphate Battery Technology: A Comprehensive Review” (2024).
8. Farish Irfal Saaid et al. “Ni-rich lithium nickel manganese cobalt oxide cathode materials: A review on the synthesis methods and their electrochemical performances” (2024)
9. Shilin Zhang. “Batteries for Grid-Scale Energy Storage Applications” (2025)
10. Muhammad Shoaib et al. “Advances in Redox Flow Batteries – A Comprehensive Review on Inorganic and Organic Electrolytes and Engineering Perspectives” (2024)
11. Denholm, Paul, et al. «Moving Beyond 4-Hour Li-Ion Batteries: Challenges and Opportunities for Long(er)-Duration Energy Storage.» (2023)
12. Wang, Xiongfei et al. “Grid-Synchronization Stability of Converter-Based Resources – An Overview” (2020)
13. B. Bahrani et al. «Grid-Forming Inverter-Based Resource Research Landscape: Understanding the Key Assets for Renewable-Rich Power Systems,» Modificada (2024)
14. L. Meng et al. «Fast Frequency Response From Energy Storage Systems—A Review of Grid Standards, Projects and Technical Issues,» (2020)
15. Red Eléctrica. “Informe del Sistema Eléctrico 2024”.