Reino Unido lleva años tratando de anticiparse a la inestabilidad de la red que cada vez sufren más países por la entrada masiva de renovables. Este archipiélago está especialmente expuesto porque tiene una interconexión eléctrica limitada con Europa, de manera que en 2019 puso en marcha un programa para protegerse de posibles apagones, como el que sufrió España hace un mes. Una de sus primeras medidas ha sido construir una docena de estaciones con compensadores síncronos y volantes de inercia, un programa que podría copiarse en la península ibérica a medida que se acerca a un sistema 100% renovable.El proyecto británico consiste en levantar instalaciones por todo el país que cubran las carencias de las renovables. Las máquinas de generación tradicionales, principalmente el carbón, los ciclos combinados de gas, las nucleares y los embalses, son capaces de regular los desequilibrios en la red por sí solas, debido a que funcionan con motores giratorios que aportan inercia al sistema. Estas turbinas pueden compensar subidas y bajadas de frecuencia, y. también absorber o inyectar potencia reactiva, necesaria para calibrar la tensión de la red.Pero con la creciente instalación de energía solar y eólica, el peso de estas tecnologías es cada vez menor. En 2024, Reino Unido cerró su última central de carbón y está en proceso de cerrar casi todas sus nucleares de aquí a 2030. NESO, el operador de la red eléctrica británica, detectó durante la década pasada que la entrada masiva de renovables y la salida del carbón, el gas y las nucleares, hizo perder al sistema eléctrico el 40% de la inercia que tenía. Y si en 2020 el 66% de la electricidad generada en Reino Unido procedió de turbinas giratorias, en 2030 solo lo hará alrededor del 30%. En muchas otras regiones también están buscando soluciones a este problema, como Australia, Suecia, Dinamarca, California o Texas.Si la frecuencia y la tensión se desequilibran y no se corrigen a tiempo, pueden producirse apagones locales o incluso masivos. Una avería concreta (un corte accidental de un cable, por ejemplo) o un pico de tensión local son suficientes para tumbar la red si el desajuste se reproduce por todo el sistema eléctrico, como ocurrió el pasado 28 de abril en España. En agosto de 2019, un rayo que cayó cerca de Londres también dejó sin luz a más de un millón de personas durante horas en Inglaterra y Gales.La respuesta ha sido poner en marcha doce pequeñas instalaciones a través de un programa llamado Stability Network Services (Servicios de ajuste del sistema), que culminará en 2030. El objetivo es aumentar la capacidad de la red para jugar con la potencia reactiva y la frecuencia, y no depender de los generadores tradicionales contaminantes. "Al separar la generación de inercia del proceso de generación de electricidad, también podemos mejorar la flexibilidad de la red, permitiendo que más energías renovables y otras tecnologías de generación sin emisiones de carbono funcionen en cualquier momento", describe NESO.A simple vista, estas plantas parecen una nave industrial o una pequeña subestación eléctrica. Los 12 parques que ya están en operación tienen en su interior compensadores síncronos, y NESO tiene contratada la construcción de al menos 16 más. Estos parques guardan en su interior unas turbinas que pesan hasta 200 toneladas y giran a altísima velocidad, que actúan como el motor de un generador tradicional —compensar desajustes de frecuencia y tensión— con la diferencia de que no producen electricidad, solo se conectan a la red para estabilizarla. Los volantes de inercia son turbinas que se acoplan a los compensadores y aumentan todavía más su inercia.El coste varía con cada proyecto, pero hay estimaciones basadas en los que ya se han construido. Por ejemplo, los primeros doce compensadores síncronos que licitó NESO costaron a la empresa pública 3.000 millones de libras (3.560 millones de euros), y ahora ha licitado otros 16 compensadores por 1.240 millones de libras (1.470 millones de euros).Una alternativa que también se va a desarrollar en este país es fabricar esa inercia mediante tecnología, la llamada inercia sintética, a través de baterías e inversores. Los picos o caídas de frecuencia en la red eléctrica se producen porque la generación y el consumo de luz no casan, y la solución es inyectar o absorber electricidad del sistema. Como las baterías almacenan energía, pueden liberarla si hace falta un aporte extra, o consumirla si sobra. Ante los desajustes de tensión, que fueron el principal problema que tuvo España antes del apagón de abril, las baterías también pueden apoyar con convertidores e inversores, generando o absorbiendo potencia reactiva.En la península ibérica no hay por ahora estaciones destinadas a equilibrar la red porque no son una exigencia del operador del sistema, Red Eléctrica. En Reino Unido hay un mercado específico de regulación de tensión, y se paga a las empresas por aportar potencia reactiva a la red, un incentivo para invertir en ellas. Pero en España todavía no se ha regulado este mercado, aunque la CNMC lleva desde 2020 trabajando en su creación.Rodrigo Álvarez es director de Desarrollo de Negocio de Statkraft, la mayor empresa de renovables de Europa y una de las grandes contratistas que trabaja en el proyecto Stability Network Services, explica que, para que estos estabilizadores de red se instalen en España, hace falta poner a funcionar ese mercado. "En España hay algunas instalaciones que tienen compensadores síncronos, pero porque hacen que tu planta se considere de manera diferente por Red Eléctrica. Como no están remunerados, es una tecnología menos interesante que en Reino Unido, aunque aquí lo que te permiten es tener más facilidades en las subastas de capacidad porque no compites con el resto de renovables convencionales", asegura Álvarez.José Luis Domínguez, investigador del Institut de Recerca en Energia de Catalunya (IREC), opina igual. Si no se dan incentivos a las energéticas para que los instalen, lo terminarán pagando los consumidores en su factura. "Al final, la gran pregunta es quién paga la fiesta. Red Eléctrica podría encargarse de ello, pero la cuestión es que si los problemas de tensión los producen los generadores de electricidad, tendrán que pagarlos ellos".Si Red Eléctrica sufragase la construcción de estas baterías y compensadores síncronos, serían los ciudadanos los que estarían pagando el proyecto, porque esa factura se añadiría a los costes de la red eléctrica, que se paga con los cargos del recibo mensual de la luz. En Reino Unido, el programa Stability Network Services está financiado por NESO, una empresa nacionalizada en 2019 y separada de NationalGrid, el dueño de la red de alta tensión. En España, el equivalente de NESO es Red Eléctrica, que continúa integrada en Redeia, la dueña de las redes. Esto no significa que la red eléctrica española no esté protegida frente a desviaciones de tensión y frecuencia, pero sí la hacen más vulnerable en los momentos en los que la generación solar y eólica representan un porcentaje muy alto del mix eléctrico. Hay varias capas de protección para corregir los desequilibrios de tensión y frecuencia más allá de la inercia, como obligar a algunas plantas de generación a parar (si sobra electricidad) u obligar a consumidores a dejar de consumir energía (si hay demasiada demanda). Pero estas protecciones son más lentas y tardan desde varios segundos hasta 15 minutos en activarse, mientras que la inercia es inmediata.