La creciente penetración de energías renovables en el sistema eléctrico está transformando la estabilidad de la red, forzando una redefinición de los paradigmas de regulación y operación. Grid Forming emerge como una solución clave para garantizar la estabilidad de una combinación de energía 100% renovable , reemplazando la inercia mecánica de las centrales térmicas con inercia virtual basada en convertidores de potencia. Strategic Energy Europe participó en la Sesión Abierta , organizada por AEPIBAL , donde los expertos Eugenio Domínguez y Xavier Benaides , CEO y CTO de HESSTEC , abordaron las implicaciones técnicas, regulatorias y operativas de esta tecnología en el almacenamiento de energía y la red eléctrica del futuro, como conclusión principal mencionaron que esto "cambiará las reglas del juego" para el sector. Grid Forming vs.
Seguimiento de la red: El salto hacia la estabilidad de la red. La formación de la red es una tecnología que permite a los convertidores de potencia generar la tensión y el ángulo de la red, a diferencia de los sistemas tradicionales de seguimiento de la red , que simplemente siguen la señal de la red existente. 
Esta diferencia es esencial para garantizar la estabilidad en redes con alta penetración de energías renovables . "En un sistema de seguimiento de red, los inversores dependen de una red preexistente para funcionar, lo que limita su capacidad de respuesta a las perturbaciones.
En cambio, con la tecnología Grid Forming, los inversores pueden generar su propia referencia de voltaje y frecuencia, lo que proporciona una estabilidad inherente a la red”, explica Benaides. El impacto de esta tecnología en la transición energética es crucial.
A medida que se retiran del sistema las grandes centrales térmicas y nucleares, desaparece la inercia mecánica , aumentando el riesgo de variaciones abruptas de frecuencia y apagones. En este contexto, Grid Forming permite que los sistemas de almacenamiento y energías renovables se comporten como generadores síncronos virtuales, proporcionando inercia sintética y estabilizando la red en tiempo real . Inercia y sus implicaciones Uno de los aspectos más críticos en el funcionamiento de una red eléctrica es la inercia , es decir, la capacidad de un sistema para soportar cambios repentinos en la frecuencia.
En las redes eléctricas tradicionales, esta función la proporcionan grandes generadores síncronos con masas giratorias.
Sin embargo, en una red renovable, donde predominan los inversores electrónicos, esta inercia se pierde . "Grid Forming nos permite emular la respuesta inercial de los generadores convencionales, brindando estabilidad frente a eventos de la red como fluctuaciones de carga o desconexiones inesperadas ", dijo Domínguez. Un indicador clave es la Tasa de Cambio de Frecuencia (ROCOF) , que mide la velocidad de caída de frecuencia en respuesta a perturbaciones. Cuanto menor sea la inercia en la red, mayor será la caída de frecuencia y mayor el riesgo de apagón . En la sesión se presentaron simulaciones donde el uso de inversores Grid Forming logró reducir drásticamente la caída de frecuencia en eventos de desconexión , incluso en comparación con los generadores síncronos tradicionales. 
Un ejemplo concreto de la importancia de la inercia en la estabilidad del sistema es la desconexión de la interconexión entre España y Francia en julio de 2021. En ese caso, España perdió instantáneamente 2,5 GW de importaciones , lo que provocó una caída abrupta de la frecuencia. Este incidente puso a prueba la capacidad del sistema eléctrico español para mantener la estabilidad de la frecuencia sin el apoyo inercial del resto de Europa . La interconexión con Francia actúa como un amortiguador de estabilidad para la red española, permitiendo importar y exportar energía según la demanda, a la vez que proporciona una importante reserva de inercia mecánica a través de los generadores síncronos conectados al sistema europeo. Cuando se interrumpió la conexión, la red española perdió inmediatamente este apoyo inercial, lo que provocó una caída abrupta de la frecuencia . «Cuando se desconectó la interconexión con Francia, España perdió la inercia que proporcionaba Europa, lo que generó una gran oscilación en la frecuencia », explicó Xavier Benaides , CTO de HESSTEC , durante la Sesión Abierta sobre Formación de Redes organizada por AEPIBAL . Para evitar el colapso del sistema, fue necesario activar medidas de emergencia :
- Desconexión parcial de la demanda en determinadas zonas para reducir la carga en la red.
- Desvincularse de Portugal , dejando que el país funcione de forma independiente.
- Activación de mecanismos de respuesta rápida , como el Servicio de Respuesta de Frecuencia Activa (SRAP) , que busca restablecer el equilibrio en segundos.
En los sistemas eléctricos convencionales, esta inercia es proporcionada por
Generadores síncronos de grandes centrales térmicas e hidráulicas , que funcionan con grandes masas giratorias capaces de absorber impactos de frecuencia.Sin embargo,
España ha estado reduciendo su dependencia de estas tecnologías, optando por una matriz energética cada vez más basada en energías renovables . En un futuro con un sistema 100% renovable, este tipo de desconexión podría generar problemas aún más graves si no se dispone de tecnologías como Grid Forming , que permiten proporcionar inercia sintética a partir de sistemas de almacenamiento y generación renovables. "Si en 2021 hubiéramos tenido un sistema completamente renovable sin inercia sintética, el evento habría sido mucho más difícil de controlar y el riesgo de apagón habría sido mayor ", advirtió Eugenio Domínguez . La simulación presentada durante la sesión mostró cómo un sistema con inversores Grid Forming podría haber mitigado la caída de frecuencia , evitando oscilaciones peligrosas y reduciendo la necesidad de medidas extremas como la reducción de la demanda. Este caso deja una lección clara: sin tecnologías como Grid Forming, la estabilidad de los sistemas eléctricos con alta penetración de energías renovables estará en riesgo . La implementación de estas soluciones no es solo una opción, sino una necesidad para garantizar la seguridad del suministro eléctrico en el futuro . Impacto en el almacenamiento: el desafío del ciclo y la degradación. El almacenamiento juega un papel crucial en la adopción de la formación de redes.Sin embargo, esta tecnología plantea un desafío adicional:
el ciclo constante de baterías . "Los inversores de formación de red operan continuamente para estabilizar la red, lo que significa que las baterías estarán en un estado constante de carga y descarga, afectando su vida útil", mencionó Domínguez. La presentación mostró datos sobre la degradación acelerada de las baterías de fosfato de hierro y litio (LFP) cuando se someten a microciclos de carga y descarga de alta frecuencia. Para mitigar este impacto, algunos proyectos están combinando baterías con supercondensadores , como en Shandong, China , donde un sistema híbrido de 3 MW, 1080 MVA-s está diseñado para soportar estos servicios sin comprometer la vida útil de la batería. Regulación: RFG 2.0 y los nuevos requisitos para la formación de red Uno de los puntos más relevantes abordados en la sesión fue la regulación en torno a la formación de red.Mientras que países como
El Reino Unido y Australia ya han implementado regulaciones y mercados de inercia , en Europa se está avanzando con el código de red RFG 2.0 . "El nuevo código de red europeo ya prevé el uso obligatorio de Grid Forming en plantas de tipo B, C y D, lo que significa que cualquier nuevo sistema conectado debe garantizar la estabilidad de frecuencia y voltaje", explicó Benaides. Este cambio representa una gran oportunidad para el sector del almacenamiento , ya que implicará la necesidad de baterías capaces de operar bajo este esquema. Mercados de inercia: el modelo del Reino Unido El Reino Unido es uno de los más avanzados en términos de implementación. Allí se ha creado un mercado de inercia específico , donde los proyectos de almacenamiento Grid Forming reciben contratos a largo plazo para proporcionar estabilidad a la red. "Este modelo permite que la inversión en Grid Forming sea rentable, asegurando ingresos estables para los operadores de almacenamiento y contribuyendo a la transición energética", señala Domínguez. En cambio, en España aún no se han definido los mecanismos de remuneración para estos servicios , aunque la implementación de RFG 2.0 podría acelerar su adopción. La transición a un sistema eléctrico 100% renovable no es solo una cuestión de generación limpia, sino también de garantizar la estabilidad y la seguridad de la red . La formación de redes se posiciona como la tecnología clave para reemplazar la inercia mecánica que se pierde con la producción de las centrales térmicas , permitiendo una integración segura de la energía renovable. "La formación de redes no es opcional si queremos un sistema eléctrico estable y seguro"."Es la forma de garantizar que una red 100% renovable pueda funcionar con la misma fiabilidad que los sistemas tradicionales", concluyó Benaides.