Renovables no punto de mira

Nin culpables nin vítimas: as renovables estabilizan

Cando o sistema eléctrico atravesa momentos de maior esixencia, é dicir, momentos nos que manter a rede dentro das súas marxes de seguridade vólvese máis difícil do normal, o debate público adoita buscar un responsable inmediato e as renovables acaban, a miúdo, no centro do foco. Isto agrávase se ademais aparecen problemas ou complicacións apreciables polo usuario, como variacións de tensión, desconexións puntuais ou, en casos extremos (pero xa coñecidos), interrupcións da subministración a gran escala.

En sistemas eléctricos, a estabilidade non é unha opinión, senón unha propiedade física cunha definición concreta [1], que debe asegurarse mediante un conxunto de prestacións medibles que se esixen a tódolos recursos conectados no sistema e que inflúen no seu comportamento. Polo tanto, o debate relevante, máis que avaliar se unha tecnoloxía “é máis ou menos estable” por si mesma, é analizar que comportamentos esíxense á devandita tecnoloxía, se é capaz de provelos e como se coordinan na operación do sistema. Respecto a ese marco de esixencias, un aspecto chave para cuestionarse é a súa coherencia coas características da rede eléctrica no momento da súa aplicación. É dicir, non ten sentido requirir o mesmo nun sistema de estrutura centralizada no que predomina a xeración síncrona e onde as renovables representan unha minoría (décadas pasadas), que nun sistema máis distribuído e dominado por enerxías renovables (tendencia actual e a futuro, Fig. 1). En ámbolos escenarios o obxectivo é o mesmo, que a rede opere de maneira estable e segura, dentro dunhas marxes definidas, pero a maneira de levar a cabo este obxectivo depende das características da fonte de enerxía en cuestión e dos elementos eléctricos que serven de interface entre fonte e punto de conexión a rede.

Para desenvolver estes aspectos máis en detalle e avaliar a capacidade das enerxías renovables de contribuír ao obxectivo de estabilidade e seguridade pódense establecer tres planos ou enfoques diferenciadores entre xeración convencional (predominantemente non renovable) e xeración renovable: (i) como se organiza a rede e onde se conecta a xeración, (ii) como se comporta a potencia dispoñible e a súa capacidade de regulación, e (iii) que tipo de interface eléctrica axusta a fonte á rede e como se controla.

En canto á estrutura da rede, esta é centralizada en grandes nodos xeradores no caso de xeración convencional, en contraposición a unha estrutura máis distribuída, con maior proximidade entre xeración e consumo no caso renovable. Aínda que isto non é unha característica intrínseca da xeración renovable, si que é unha tendencia co aumento da súa presenza. No artigo anterior [1] describiuse como é necesario evolucionar nos métodos de análises e nos criterios de deseño do control dos equipos que regulan a xeración renovable, neste marco de xeración distribuída. Un sistema eléctrico distribuído, aínda que faga que aparezan novos retos na súa xestión, representa unha serie de beneficios destacados polos operadores de rede europeos en [2] e [3], como redución de custos, flexibilidade na xestión, maior adaptabilidade e eficiencia e unha mellor asignación de recursos.

A VARIABILIDADE DA FONTE DE ENERXÍA

No relativo á fonte de enerxía e á variabilidade/controlabilidade da potencia fornecida e a súa adaptación á demanda é importante distinguir entre dous aspectos. Por unha banda, a dispoñibilidade do recurso de enerxía, o cal determina un valor de potencia máxima Pmax que ese elemento xerador de enerxía non pode superar. Doutra banda, a capacidade para regular potencia, é dicir, para seguir unha consigna Psetpoint que pode aumentar ou diminuír segundo conveñan os reguladores de nivel superior ou o operador de rede. Desta forma, un elemento de xeración, renovable ou non renovable, que se atope nun momento determinado entregando un valor de potencia igual á súa potencia máxima, P=Pmax, non poderá nunca producir un incremento positivo na devandita potencia. Dito doutra maneira, non son viables puntos de operación nos que a consigna de potencia comandada sexa maior á potencia máxima. Con todo, se existe capacidade de regulación, ese mesmo elemento si que poderá producir decrementos na súa potencia xerada, diminuíndo esta por baixo de Pmax.

Aclarados estes aspectos básicos, cales son as diferenzas entre a xeración non renovable ou convencional e a xeración renovable? No referente á regulación de potencia, dentro do rango 0<Psetpoint<Pmax ambas teñen unha ampla capacidade, pero con matices. En xeración convencional as ramplas de potencia son máis limitadas (pódense seguir consignas cunha pendente máxima suxeita a restricións térmicas e mecánicas), pode existir un mínimo técnico no valor de potencia xerada e poden existir custos, derivados de fatiga e mantemento e asociados a cambios rápidos na potencia xerada [4,5]. Pola súa banda a xeración renovable (entendendo aquela que se conecta á rede mediante convertidores baseados en electrónica de potencia, como a solar ou a eólica) achega moita máis flexibilidade na capacidade de regular potencia, con ramplas máis rápidas e mínimos de operación moito menores ou inexistentes. Para entendernos e a modo de exemplo, un investidor conectado a un panel fotovoltaico nun momento de alta irradiancia pode estar a xerar Pmax e pasar a xerar calquera valor por baixo de Pmax (incluído 0) en escasos milisegundos se así llo require o control superior ou o operador de rede, quedando esa dinámica fixada polas prestacións do algoritmo de control e sen que iso repercuta negativamente en elementos do sistema como si pode ocorrer en xeradores convencionais.

O punto débil máis evidente das renovables é o valor de Pmax e a súa variabilidade. Mentres que a dispoñibilidade de carbón, auga, gas, etc, é coñecida, os niveis de irradiancia ou vento poden variar en poucos segundos. Por tanto, en centrais de xeración convencional a Pmax é alta e non vén normalmente limitada polo recurso senón polas capacidades físicas da central, mentres que, en plantas fotovoltaicas ou eólicas, ademais dos límites físicos dos investidores e das liñas de conexión (coñecidos e supostos ben dimensionados) a Pmax pode verse reducida cando escasea o recurso. A isto hai que sumar as condicións de operación normal. Por cuestións de eficiencia, o lóxico é operar as plantas de enerxía renovable á súa potencia máxima dispoñible, xa que o recurso está aí e é “gratuíto”. En centrais de xeración convencional, pola contra, trabállase á potencia mínima necesaria, cunha certa marxe respecto a Pmax, xa que o recurso é non renovable e ten uns custos. Por tanto, nun sistema no que existe un mix enerxético con enerxía renovable (eólica e fotovoltaica) e xeración síncrona, como na actualidade, o máis eficiente é que a primeira opere ao 100% (ou moi preto) da súa potencia máxima e a segunda entregue a potencia restante ata satisfacer a demanda. Isto é aplicable en termos xerais, podendo xurdir outros escenarios cando existen restricións de rede, servizos, etc. Neste escenario, calquera regulación á alza na potencia (aumento de xeración) vai ter necesariamente que achegalo a xeración non renovable, do mesmo xeito que vai ter que suplir calquera diminución nos recursos renovables.

O ALMACENAMENTO DE ENERXÍA: DE VARIABILIDADE A CAPACIDADE DE OPERACIÓN

A pregunta aquí é que ocorre se avanzamos cara a un modelo cada vez con menor presencia de xeración síncrona? Existe a opción de que as renovables traballen en modo reserva de potencia, é dicir, por baixo da súa potencia máxima, cunha marxe que permite certa regulación á alza (Fig. 2). Ademais de ter un custo de oportunidade enerxético/económico, é unha solución parcial, orientada a dotar de capacidade para cumprir determinados requisitos de operación, por exemplo os relacionados con regulación de frecuencia. A solución neste caso é a hibridación de renovables + almacenamento. O almacenamento actúa como un buffer de enerxía, pode absorber potencia (carga) cando a xeración supera a demanda, entregar potencia (descarga) no caso contrario, permitindo regulación de potencia á alza e á baixa, compensando a variabilidade dos recursos renovables e substituíndo esa funcionalidade anteriormente achegada pola xeración convencional/síncrona.

Respecto a as tecnoloxías de almacenamento, son variadas e moitas delas con alta relevancia tecnolóxica na actualidade: sistemas baseados en baterías (BESS), con tecnoloxías como litio-ión [6], litio LFP [7], litio NMC [8], sodio-ión [9], fluxo de vanadio [10], #etc, sistemas de bombeo hidráulico, hidróxeno, volantes de inercia, supercaps, etc. No contexto de hibridación coa xeración fotovoltaica e eólica, os sistemas BESS son na actualidade claros gañadores, por madurez tecnolóxica e industrial, prestacións, eficiencia, #etc, [6]. Isto é así polo menos para dotar de capacidade de subministración en curto prazo (xeralmente fixado en 4 horas [11]), considerándose outras tecnoloxías das anteriormente mencionadas para necesidades de máis longo prazo.

ESTRUTURAS HÍBRIDAS: RENOVABLES + BESS

Un aspecto importante en canto á hibridación é a estrutura de integración do almacenamento enerxético. Dita hibridación pode levar a cabo como activos independentes (caseta-alone), onde existan plantas de xeración renovable (fotovoltaicas ou eólicas) e plantas BESS, actuando como recursos independentes con puntos de axuste á rede eléctrica diferentes. Neste escenario é nos mecanismos de xestión da rede ou, cando aplica, no seu operador nos que recae a responsabilidade de consignar os niveis de potencia de cada recurso para aproveitar as vantaxes da integración de devandito BESS. Outra opción é hibridar a nivel de planta ou, dito doutro xeito, o que se denominan plantas híbridas. Nese caso cada planta, solar ou eólica, integra o almacenamento de maneira interna ao seu punto de conexión a rede, podendo actuar como un recurso único e autogestionando a fonte de enerxía renovable e a capacidade de carga/descarga de BESS. Dentro do contexto de planta híbrida existen á súa vez dúas opcións de integración do almacenamento: axuste en continua (DC) ou en alterna (AC). A elección dun ou outro esquema condicionará o número de convertidores e o seu dimensionamiento. No caso de axuste en DC, aplicable sobre todo en fotovoltaico (FV), existe un bus DC ao que se conecta o panel FV e o BESS, xeralmente mediante un convertidor de potencia de tipo DC/DC. A conexión entre bus DC e rede eléctrica realízase mediante un convertidor DC/AC compartido por ambos os recursos. A grandes liñas pode dicirse que é unha opción que ten como vantaxes unha posible mellora de eficiencia e a capacidade de sobredimensionar o recurso FV respecto ao convertidor DC/AC para cargar baterías en horas pico de xeración. Ao ser unha estrutura menos modular o seu control/xestión é menos flexible. Pola súa banda, no caso de axuste AC cada recurso (panel FV ou turbina eólica) ten a súa convertidor con saída AC para conexión ao momento de axuste común e de igual forma cada BESS ten o seu PCS (convertidor DC/AC) con conexión ao devandito punto, xeralmente en media tensión. Esta estrutura pode considerarse máis flexible tanto no seu control/xestión, cunha separación máis clara de controis e proteccións, como en capacidade de escalado. Con todo, precisa de máis etapas de conversión, o cal pode penalizar a eficiencia. En realidade, ningunha arquitectura é universalmente mellor: a elección depende do punto de conexión, dos obxectivos operativos (verteduras, ramplas, prestación de servizos), do marco regulatorio e da estratexia de control. En calquera caso, integrar almacenamento engade flexibilidade e marxe de manobra á operación do sistema en escenarios de alta penetración renovable e menor presenza de xeración síncrona, convertendo parte da variabilidade do recurso en capacidade operable.

O CONVERTIDOR E O SEU CONTROL: LIMITACIÓNS DA OPERATIVA GRID-FOLLOWING

Ata aquí tratáronse aspectos ligados ao recurso enerxético (potencia dispoñible e capacidade de regulación) en escenarios con xeración convencional, con renovables e con renovables máis almacenamento. Queda por abordar un terceiro diferenciador, crucial e cualitativamente distinto: a interface de conexión a rede, é dicir, a máquina síncrona fronte ao convertidor baseado en electrónica de potencia ou Convertidor Electrónico de Potencia (PEC). A máquina síncrona axusta á rede unha masa giratoria cuxa velocidade mecánica determina a frecuencia eléctrica e, ante un desequilibrio entre potencia mecánica e eléctrica, a enerxía cinética intercambia potencia coa rede segundo a dinámica inercial. O convertidor, en cambio, axusta a fonte mediante electrónica de potencia: a súa contribución a tensión, corrente e potencia non vén imposta por unha dinámica mecánica, senón polo algoritmo de control e polos seus límites de corrente, que determinan como responde e que pode achegar durante perturbacións.

Cando a penetración renovable era reducida, a operativa habitual das plantas conectadas mediante convertidores era de tipo Grid-Following (GFL): asumíase que o punto de conexión dispoñía dunha rede “forte”, cunha relación de curtocircuíto (Short Circuit Cociente, SCR) alta (impedancia baixa), e o convertidor sincronizábase coa tensión medida (tipicamente mediante un PLL). Nese esquema, o obxectivo principal era inxectar potencia activa e reactiva conforme a consignas, actuando de forma efectiva como unha fonte de corrente controlada sobre unha rede cuxa tensión e frecuencia viñan “dadas” polo sistema.

A medida que aumenta a penetración de convertidores conectados, esa hipótese deixa de ser universal: en moitos puntos a rede resulta menos forte, cun SCR máis baixo, de forma que perturbacións, saltos de carga ou en xeral calquera variación na potencia transferida xeran á súa vez variacións de tensión. Ademais, se se reduciu a xeración síncrona reduciuse a inercia do sistema e tamén se producirán desviacións na frecuencia de maior pendente (RoCoF) e magnitude. A sincronización en tensión vólvese máis delicada. En redes “débiles”, estudouse como se ve prexudicada a robustez dos algoritmos GFL [12]: o sinal á que se sincronizan é máis vulnerable, aparecen interaccións de control e o comportamento do conxunto pode degradarse, incrementando o risco de desconexións e contribuíndo negativamente á estabilidade global. Con todo, na actualidade a presenza de convertidores en modo GFL segue sendo maioritaria e as funcionalidades esixidas para contribuír á estabilidade do sistema cada vez máis esixentes. Estas funcionalidades poden resumirse, entre outras, nas seguintes:

• Permanecer conectados cando ocorren sub-tensións ou sobre-tensións, dentro de de unhas marxes de magnitude e duración. Ademais, habitualmente nesas situacións o convertidor debe dar soporte de tensión mediante a inxección de corrente reactiva (capacitiva ou inductiva) de forma proporcional á magnitude da falta. As dinámicas esixidas nestas respostas adoitan ser bastante rápidas, o que obriga a efectualas de forma autónoma por cada convertidor, en base á medida de tensión no seu punto de conexión dentro da planta.
• Dar soporte de tensión mediante achegas de potencia reactiva. Xeralmente esta funcionalidade leva a cabo a nivel de planta, mediante controis Droop Q-V, cuxa resposta consigna aos investidores un nivel de potencia reactiva proporcional á desviación de tensión medida no punto de conexión.
• Dar soporte de frecuencia mediante regulación de potencia activa. Estas funcionalidades adóitanse agrupar dentro do concepto de Fast Frequency Response, sendo as máis típicas os controis Droop P-f, que responden variando a inxección de potencia activa de forma proporcional a desviacións na frecuencia estimada, ou a emulación de inercia sintética, que busca “imitar” a resposta inercial das máquinas síncronas para compensar a perda de inercia que está a sufrir o sistema coa redución da xeración síncrona.

A OPERATIVA GRID-FORMING

Como solución (dende o punto de vista do algoritmo de control do convertidor) á masiva penetración de enerxía solar e eólica no sistema eléctrico e co paradigma a futuro dunha xeración 100% renovable, exponse a operativa Grid-Forming (GFM). O convertidor xa non actúa como unha fonte de corrente sincronizada coa tensión medida, senón como unha fonte de tensión que controla a súa propia voltaxe e frecuencia a través dunha sincronización baseada na transferencia de potencia. Sen entrar en detalle nas diferentes alternativas de estruturas de control GFM (Droops, VSG, synchronverter, VCO, #etc) na literatura técnica son numerosísimos os estudos sobre as estratexias GFM e a súa comparativa con GFL, sinalándoa como unha operativa que ofrece maior robustez en redes débiles e motivando o seu despregamento no sistema eléctrico a medida que aumenta o número de convertidores.

Devandito isto, a solución GFM non é “maxia” fronte a GFL. Un convertidor GFM pretende comportarse como unha fonte de tensión e, como tal, a súa capacidade para soster esa tensión ante perturbacións depende críticamente da súa marxe de corrente, tanto en réxime permanente como, sobre todo, en transitorios. Cando unha fonte de tensión alcanza o seu límite de corrente (saturación), perde natureza de fonte de tensión: deixa de poder regular a tensión dentro de marxes e o seu comportamento pasa a estar dominado pola limitación. Volvendo aos convertidores de potencia como interface para a conexión a rede de recursos de enerxía renovable, téñense dúas fontes de limitación: a limitación de potencia dispoñible no recurso enerxético e a limitación de corrente imposta polo convertidor e moito máis restritiva en réxime transitorio que a soportada polas máquinas síncronas. Con respecto ao primeiro punto, para asegurar unha verdadeira operación GFM ao longo do tempo é necesario integrar algún tipo de buffer de enerxía, por exemplo almacenamento. Isto non é nada novo e xa se xustificou a súa necesidade coa integración de enerxías renovables. Respecto ao segundo, as principais liñas de actuación inclúen: un dimensionamiento coidadoso dos equipos, a caracterización detallada dos límites de corrente (magnitude e perfís temporais), e o desenvolvemento de estratexias de limitación de corrente por control. Este último aspecto é, probablemente, un dos focos centrais da investigación en GFM: deseñar limitadores rápidos e efectivos que permitan saír de saturación canto antes e, ao mesmo tempo, conserven na maior medida posible o comportamento como fonte de tensión, sen recorrer a esquemas de sincronización baseados en PLL ou similar.

Retomando as funcionalidades que se esixían aos sistemas GFL anteriormente resumidas, moitas delas son intrínsecas á operativa GFM, aínda que dependentes da implementación adoptada. Esixir parametrizacións concretas para algunhas funcionalidades de regulación de tensión e/o frecuencia, como poden ser valores de droop ou valores de inercia virtual, pode chocar cos criterios de deseño adoptados desde o punto de vista do algoritmo de control. Como exemplo, en xeral en moitas implementacións de GFM as dinámicas do seguimento de consignas de potencia, o valor de Droop P-f e a inercia emulada son tres aspectos estreitamente relacionados e condicionados entre si, polo que é importante entender que non se pode axustar o seu valor de forma independente, pero sobre todo é importante exporse se ten sentido facelo. Nesa liña, ante o despregamento previsto de convertidores GFM, os operadores e organismos técnicos responsables están a traballar na actualización de requisitos para orientalos a esta nova operativa.

CONCLUSIÓNS

En definitiva, cando se analiza a estabilidade do sistema con criterios técnicos, a pregunta relevante non é se a renovable “é estable” por natureza, senón que prestacións medibles achega e baixo que condicións de rede. A transición cara a unha rede máis distribuída e con menor presenza síncrona despraza o foco cara a dúas limitacións claras: por unha banda, a variabilidade do recurso, e por outro, as limitacións que poida presentar a interface baseada en convertidores de potencia e o seu control. Operar renovables con almacenamento converte parte da variabilidade enerxética en capacidade de operación; e evolucionar desde esquemas grid-following a estratexias grid-forming mellora a robustez en redes débiles e permite dar soporte a tensión e frecuencia dunha maneira activa. Por iso, lonxe de ser a orixe automática da inestabilidade, as renovables poden ser parte da solución sempre que tanto a formulación dos requisitos, como a xestión de todos os recursos e elementos conectados no sistema, fágase de forma coherente co escenario de rede que estamos a construír.

REFERENCIAS

1. Javier Serrano Delgado. “Problemas de estabilidade nas las Redes Eléctricas.” Blogue de Norvento, (Febreiro, 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”.