1. Introducción
La transformación energética que vive España en el contexto de la lucha global contra el cambio climático ha implicado una profunda reestructuración del modelo de generación eléctrica. La progresiva reducción del uso de combustibles fósiles, el cierre de centrales térmicas y nucleares, y la creciente penetración de tecnologías renovables han modificado sustancialmente la operación del sistema eléctrico, haciendo emerger nuevos desafíos técnicos y operativos. Entre estos, destaca la problemática relacionada con la pérdida de inercia, un fenómeno complejo que afecta directamente a la estabilidad y seguridad de la red eléctrica.
Tradicionalmente, el sistema eléctrico español ha contado con un elevado grado de inercia gracias a su dependencia de máquinas síncronas de gran masa rotatoria, como las turbinas de las centrales térmicas e hidroeléctricas. Estas máquinas proporcionaban inercia de forma natural, actuando como estabilizadores pasivos de la frecuencia ante perturbaciones repentinas. Sin embargo, la transición hacia un mix energético dominado por fuentes como la solar fotovoltaica y la eólica —que están desacopladas mecánicamente de la red mediante convertidores electrónicos— ha conllevado una drástica disminución de la inercia disponible en el sistema.
La pérdida de inercia representa un reto crucial para los operadores del sistema, ya que reduce el margen de reacción frente a desequilibrios entre generación y demanda, elevando el riesgo de caídas abruptas de frecuencia y, en casos extremos, apagones generalizados. Este fenómeno no es exclusivo de España, pero cobra una especial relevancia en un país con elevados niveles de penetración renovable y una fuerte interconexión eléctrica con sus vecinos europeos.
Este informe aborda en detalle la naturaleza de la inercia eléctrica, su evolución en el contexto español y las implicaciones que conlleva su reducción. Asimismo, se exploran soluciones tecnológicas emergentes y estrategias de planificación que permitan afrontar este nuevo entorno operativo de forma resiliente, eficiente y sostenible. El objetivo último es ofrecer una visión integral que oriente a los agentes del sector —administraciones públicas, operadores, empresas generadoras y consumidores— en la construcción de un sistema eléctrico robusto y adaptado a las exigencias del siglo XXI.
Capítulo 1: Contexto del sistema eléctrico español, que establecerá las bases del informe desde una perspectiva estructural y política.
1.1. Evolución del sistema eléctrico en España
España ha experimentado en las últimas décadas una transformación profunda en su sistema eléctrico. Desde un modelo fuertemente centralizado y basado en generación térmica convencional, se ha avanzado hacia una red más descentralizada, limpia y orientada a las energías renovables. Este cambio ha sido impulsado por una combinación de factores políticos, tecnológicos y sociales:
• Política climática europea: Los objetivos de reducción de emisiones marcados por la Unión Europea han obligado a replantear el modelo energético nacional, fomentando el desarrollo de renovables y el abandono progresivo del carbón y la nuclear.
• Desarrollo tecnológico: La mejora en la eficiencia y costes de tecnologías renovables, especialmente la solar fotovoltaica y la eólica, ha permitido una penetración masiva en el sistema.
• Cambio en el perfil del consumidor: La aparición del autoconsumo, los agregadores de demanda y las comunidades energéticas han democratizado el acceso a la producción eléctrica.
Estos cambios han tenido consecuencias directas sobre la forma en que se opera el sistema y sobre sus necesidades técnicas, como es el caso de la inercia.
1.2. Marco institucional y operadores clave
El sistema eléctrico español está coordinado por una serie de entidades con funciones bien diferenciadas:
• Red Eléctrica de España (REE): Operador del sistema y transportista único. Es responsable de garantizar el suministro y mantener la estabilidad del sistema.
• CNMC: Organismo regulador, encargado de supervisar el correcto funcionamiento del mercado y definir marcos retributivos.
• Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO): Responsable de la política energética, planificación a largo plazo y objetivos de descarbonización.
• OMIE y OMIP: Operadores del mercado eléctrico diario e intradiario, que facilitan el intercambio de energía en el mercado mayorista.
Este entramado institucional es clave para entender cómo se toman decisiones que afectan a elementos técnicos como la inercia.
1.3. Reto de la seguridad del suministro
La seguridad del suministro, tradicionalmente garantizada por la robustez inercial del sistema, enfrenta ahora nuevas amenazas: generación dispersa, menor capacidad de respuesta automática y una mayor volatilidad. La pérdida de inercia es, en este sentido, uno de los principales vectores de riesgo sistémico, y por tanto un asunto central en la política energética actual.
2. Definición del concepto de inercia en los sistemas eléctricos
2.1. Fundamentos físicos de la inercia eléctrica
En el contexto de los sistemas eléctricos, la inercia se refiere a la propiedad física de los generadores síncronos con masas rotatorias (como turbinas de vapor o hidráulicas) que les permite oponerse a cambios súbitos en la frecuencia del sistema. Esta resistencia natural al cambio actúa como un amortiguador frente a desequilibrios repentinos entre generación y demanda, proporcionando tiempo para que otros mecanismos de control actúen.
La cantidad de inercia depende principalmente de dos factores:
• Momento de inercia del rotor (J): masa y geometría del rotor giratorio.
• Velocidad angular de operación (ω): ligada a la frecuencia nominal del sistema, 50 Hz en España.
La energía cinética almacenada se expresa mediante la fórmula:
Esta energía actúa como reserva pasiva durante caídas o subidas bruscas de frecuencia.
2.2. Rol de la inercia en la estabilidad de frecuencia
La frecuencia del sistema eléctrico debe mantenerse estable alrededor de 50 Hz para evitar daños en los equipos y garantizar el suministro. Cualquier desequilibrio entre generación y consumo provoca desviaciones que, si no se corrigen rápidamente, pueden llevar a desconexiones automáticas, fallos en cascada o, en última instancia, colapsos del sistema.
En sistemas con alta inercia:
• La frecuencia cambia lentamente, permitiendo intervenir con sistemas de regulación secundaria o terciaria.
En sistemas con baja inercia:
• La frecuencia puede caer abruptamente en cuestión de segundos, dejando muy poco margen de maniobra.
La inercia no evita el desbalance, pero suaviza su impacto inicial y actúa como primera línea de defensa frente a perturbaciones.
2.3. ¿Qué tecnologías aportan inercia?
Tradicionalmente, la inercia proviene exclusivamente de máquinas síncronas acopladas directamente a la red. Sin embargo, los parques solares y eólicos modernos están conectados mediante electrónica de potencia, lo que elimina este acoplamiento mecánico.
Tecnologías que sí aportan inercia:
• Centrales térmicas de carbón, gas o nucleares.
• Centrales hidroeléctricas de embalse.
• Máquinas síncronas de compensación (synchronous condensers).
• Algunas turbinas eólicas de velocidad fija.
Tecnologías que no aportan inercia directamente (sin tecnologías adicionales):
• Solar fotovoltaica.
• Eólica de velocidad variable con convertidores electrónicos.
• Almacenamiento basado en baterías.
La creciente dependencia de estas últimas explica la preocupación actual por la disminución global de la inercia en el sistema español.
3. Situación actual del sistema eléctrico español
3.1. Mix energético nacional
España ha logrado un notable progreso en la integración de energías renovables, situándose entre los países líderes de Europa. Según los últimos datos disponibles:
• Eólica: alrededor del 24% de la generación anual.
• Solar fotovoltaica: más del 12% y creciendo rápidamente.
• Hidroeléctrica: en torno al 10% (aunque muy variable).
• Gas natural (ciclos combinados): cerca del 20% como respaldo flexible.
• Carbón y nuclear: en descenso progresivo, con cierres planificados.
Este cambio ha reducido las emisiones, pero ha traído consigo una reducción significativa de generación síncrona, lo que impacta directamente en la inercia global del sistema.
3.2. Niveles actuales de inercia
La transición del mix ha provocado una disminución paulatina de la inercia disponible. Algunos indicadores clave:
• La energía cinética total del sistema en horas valle con alta penetración renovable puede ser hasta un 40–60% inferior a la de una década atrás.
• En determinados momentos, más del 60% de la generación está desacoplada mecánicamente de la red, sobre todo en zonas como el sur peninsular.
• Eventos como la desconexión súbita de parques solares han mostrado tasas de caída de frecuencia más rápidas que en el pasado (mayores pendientes Hz/s).
La REE ha alertado sobre este fenómeno en distintos informes técnicos y ha comenzado a aplicar restricciones operativas y servicios complementarios para mantener márgenes de seguridad.
3.3. Herramientas actuales de gestión
Para compensar la caída de inercia, se utilizan varios mecanismos, aunque con alcance limitado por ahora:
• Limitación de exportaciones para asegurar margen interno.
• Activación de servicios de respuesta rápida a través de centrales térmicas y ciclos combinados.
• Reserva de inercia operativa mediante compensadores síncronos y unidades hidráulicas.
• Protecciones adaptativas que detectan tasas de cambio de frecuencia y desconectan carga si es necesario.
Sin embargo, estas herramientas no siempre son suficientes, sobre todo en escenarios futuros con más generación renovable y mayor electrificación de la demanda.
4. Impactos de la pérdida de inercia
4.1. Aceleración de desequilibrios de frecuencia
Uno de los impactos más inmediatos de un sistema con baja inercia es el aumento en la tasa de variación de frecuencia (RoCoF, por sus siglas en inglés). En otras palabras, ante una perturbación —como la desconexión de un generador o una carga crítica—, la frecuencia de la red cae más rápidamente. Esta aceleración impide que los sistemas tradicionales de control automático tengan tiempo suficiente para reaccionar, poniendo en riesgo la integridad de la red.
Ejemplo ilustrativo:
En un sistema con alta inercia, una pérdida de 1.000 MW podría causar una caída de frecuencia de 0,1 Hz/s. En un sistema con baja inercia, la misma pérdida podría superar los 0,5 Hz/s, entrando en zonas peligrosas que activan protecciones automáticas.
4.2. Riesgos de apagones y eventos en cascada
Al aumentar la velocidad de caída de frecuencia, se reduce el margen temporal para activar servicios de control y se incrementa el riesgo de:
• Desconexiones automáticas de generación o carga por protección.
• Colapsos regionales si la caída de frecuencia se propaga sin contención.
• Eventos en cascada, donde la pérdida de una parte del sistema desencadena una reacción en cadena.
España ha experimentado incidentes menores relacionados con este fenómeno, aunque sin apagones generalizados. No obstante, informes de REE advierten de escenarios potencialmente críticos en momentos con elevada cuota renovable y baja demanda.
4.3. Aumento del coste operativo y de servicios de red
La falta de inercia debe compensarse con medidas adicionales que implican mayores costes para el sistema:
• Arranque preventivo de centrales térmicas únicamente para aportar inercia, aunque no sean necesarias por demanda.
• Contratación de servicios de respuesta rápida, con retribuciones adicionales.
• Inversiones en nueva infraestructura (baterías, compensadores síncronos) para mejorar la estabilidad.
Estos sobrecostes se trasladan, en parte, al mercado eléctrico y pueden afectar tanto al precio final como a los mecanismos de capacidad y retribución regulada.
4.4. Limitación a la integración renovable
Paradójicamente, un sistema con baja inercia puede requerir limitar la participación de renovables para garantizar la estabilidad. Algunos ejemplos:
• Curtailed output (vertido renovable) en momentos de alta producción solar o eólica sin suficiente respaldo inercial.
• Obligación de operar térmicas ineficientes solo por motivos de estabilidad.
• Restricciones topológicas en la red que impiden aprovechar toda la generación disponible.
Esto representa una barrera estructural a la descarbonización si no se implementan soluciones técnicas adecuadas.
5. Factores que agravan la pérdida de inercia
5.1. Desacoplamiento entre generación y red
Una de las causas fundamentales de la pérdida de inercia es el uso creciente de fuentes renovables conectadas a la red a través de convertidores electrónicos, como los inversores en instalaciones solares y eólicas modernas. A diferencia de las máquinas síncronas, estos dispositivos no están físicamente acoplados al sistema, por lo que:
• No transmiten masa rotatoria ni energía cinética a la red.
• No ofrecen una respuesta automática y pasiva ante desequilibrios.
• Requieren controladores específicos para simular comportamiento síncrono.
Este desacoplamiento ha pasado de ser un detalle técnico a convertirse en un factor estructural que erosiona la estabilidad básica del sistema.
5.2. Cierre de centrales convencionales
El cierre progresivo de centrales de carbón y nucleares, si bien positivo desde una perspectiva ambiental, supone la retirada de un volumen considerable de generación con alta inercia natural. Algunos ejemplos:
• Desde 2018, han cerrado más de 6 GW de centrales de carbón en España.
• Está prevista la desconexión total de las centrales nucleares entre 2027 y 2035.
• Muchas de estas centrales estaban ubicadas en puntos estratégicos de la red, donde aportaban no solo potencia sino también soporte de frecuencia y estabilidad tensional.
El vacío que dejan no puede ser cubierto únicamente con renovables sin una planificación adicional.
5.3. Variabilidad creciente del sistema
Las fuentes renovables no solo son menos inerciales, sino también más variables e intermitentes. Esta doble condición plantea desafíos como:
• Cambios bruscos en la producción por condiciones meteorológicas.
• Aumento de ciclos de arranque y parada en generación convencional de respaldo.
• Mayor dificultad para predecir situaciones críticas de baja inercia.
Todo esto incrementa el estrés operativo, exige algoritmos de predicción más complejos y refuerza la necesidad de almacenamiento o tecnologías compensatorias.
5.4. Limitaciones tecnológicas actuales
Aunque existen soluciones para aportar “inercia sintética” o “virtual”, su despliegue aún es limitado:
• Los compensadores síncronos requieren inversiones significativas y estudios de estabilidad locales.
• Las baterías pueden ofrecer respuesta rápida pero su duración es corta y su coste aún elevado.
• Los inversores con control VSYNC o VSG (Virtual Synchronous Generator) están en desarrollo, pero no ampliamente implantados ni regulados.
• La normativa técnica aún no exige de forma generalizada que los nuevos generadores ofrezcan capacidades inerciales simuladas.
En resumen, aunque el conocimiento técnico existe, la implantación masiva aún está en fase incipiente.
6. Estrategias de mitigación
6.1. Generación síncrona virtual (VSG o VSYNC)
Una de las soluciones más prometedoras es la implementación de generación síncrona virtual, que consiste en controlar inversores electrónicos (por ejemplo, en plantas solares o baterías) de forma que imiten el comportamiento dinámico de una máquina síncrona convencional.
Características clave:
• Simulan masa rotatoria mediante algoritmos de control.
• Pueden ofrecer respuesta inercial y de frecuencia rápida.
• Se integran en parques renovables o sistemas de almacenamiento.
Este tipo de control está en fase de pruebas piloto en varios países europeos, y en España algunas plantas solares ya están incorporando funcionalidades VSYNC con el objetivo de aportar soporte de red activo.
6.2. Almacenamiento energético con capacidad inercial
Los sistemas de almacenamiento pueden configurarse no solo para equilibrar energía, sino también para aportar estabilidad dinámica:
• Baterías de ion-litio: permiten una respuesta ultrarrápida en milisegundos.
• Volantes de inercia: almacenan energía en masa rotatoria real, ideal para responder a perturbaciones de frecuencia.
• Almacenamiento hidráulico (bombeo): puede actuar como fuente síncrona si se utiliza adecuadamente.
La regulación técnica está evolucionando para permitir que estos dispositivos participen en servicios de red, especialmente en entornos insulares o con baja resiliencia eléctrica.
6.3. Compensadores síncronos
Los compensadores síncronos son generadores síncronos sin carga, diseñados exclusivamente para aportar inercia, control de tensión y soporte de red. Aunque su coste de instalación es elevado, representan una de las herramientas más efectivas y maduras.
Ventajas:
• Respuesta instantánea ante caídas de frecuencia.
• Soporte de tensión y regulación reactiva.
• Fiabilidad probada a largo plazo.
En España ya se han instalado unidades piloto en nudos estratégicos de la red de transporte, y REE prevé ampliar su uso en zonas con alta concentración renovable.
6.4. Servicios de respuesta rápida de frecuencia (FRR y FFR)
Se están implementando nuevos servicios para garantizar una respuesta automática en pocos segundos tras una perturbación:
• FFR (Fast Frequency Response): capacidad de respuesta en menos de 2 segundos.
• Primary Control Reserve (FRR): respuesta más lenta pero sostenida.
Estos servicios pueden ser prestados por baterías, centrales de ciclo combinado configuradas adecuadamente, o plantas renovables con inversores controlados.
6.5. Reformas regulatorias y de mercado
Más allá de la tecnología, la clave está en crear un marco que:
• Remunere explícitamente la inercia y la respuesta rápida.
• Obligue a los nuevos proyectos a incorporar funcionalidades de soporte de red.
• Establezca mecanismos de mercado para subastar capacidad de estabilidad, no solo energía.
• Facilite la planificación proactiva de inversiones en redes locales vulnerables.
La CNMC y el MITECO están trabajando en nuevos desarrollos normativos, algunos ya recogidos en el Plan de Desarrollo de la Red de Transporte 2021–2026.
7. Casos internacionales de éxito
7.1. Irlanda: regulación de inercia mínima operativa
Irlanda ha sido pionera en establecer una política de operación basada en el concepto de SNSP (System Non-Synchronous Penetration), que limita el porcentaje de generación no síncrona que puede estar conectada a la red en un momento dado.
• El operador nacional, EirGrid, ha introducido umbrales dinámicos de SNSP que se han ido incrementando gradualmente gracias a la integración de tecnologías de control avanzado y almacenamiento.
• Se han instalado compensadores síncronos en puntos clave, y se ha obligado a los nuevos proyectos renovables a ofrecer respuestas inerciales simuladas mediante inversores VSG.
• En 2023, Irlanda superó el 75% de penetración renovable en tiempo real, sin incidentes críticos de frecuencia.
Este enfoque proactivo demuestra la viabilidad técnica y regulatoria de operar con muy baja inercia si se planifica estratégicamente.
7.2. Australia: respuesta rápida y baterías inerciales
El sistema del sur de Australia, aislado y con altísima penetración solar y eólica, sufrió un apagón significativo en 2016. Desde entonces:
• Se implementó una política de obligación de respuesta inercial virtual en parques renovables.
• Se desplegaron grandes sistemas de almacenamiento, como la Tesla Big Battery en Hornsdale, configurada para ofrecer Fast Frequency Response (FFR).
• El regulador, AEMO, diseñó nuevos mercados de servicios de red que remuneran explícitamente la velocidad de respuesta y el soporte de frecuencia.
Esto convirtió a Australia en un referente mundial en la combinación de almacenamiento, regulación y control inteligente de la inercia.
7.3. Alemania: compensación regional y redes inteligentes
Alemania, con fuerte penetración eólica en el norte y gran carga industrial en el sur, ha debido enfrentar desequilibrios regionales e inercia variable. Algunas medidas destacadas:
• Instalación de synchronous condensers en zonas con redes débiles.
• Desarrollo de redes inteligentes (Smart Grids) que permiten adaptar demanda y generación en tiempo real.
• Creación de un sistema de monitorización en línea de la inercia como parte del centro nacional de control (Netzfrequenz Management).
Su enfoque gradualista y basado en fiabilidad técnica ha servido de ejemplo para la planificación a largo plazo.
7.4. Lecciones comunes para España
De estos casos se desprenden varias claves aplicables al contexto español:
• Regulación clara de servicios de estabilidad: lo que no se mide ni se remunera, no se despliega.
• Innovación tecnológica con incentivos adecuados: baterías, inversores inteligentes y compensadores deben estar integrados desde la planificación.
• Simulación y predicción operativa: los operadores deben anticiparse al comportamiento dinámico de la red con herramientas digitales.
• Coordinación entre agentes: éxito solo posible con alineación entre reguladores, operadores, generadores y tecnólogos.
8. Perspectivas futuras y recomendaciones
8.1. Horizonte a corto plazo (2025–2027)
Objetivo: garantizar estabilidad operativa mientras se avanza en la integración renovable.
Recomendaciones:
• Desplegar compensadores síncronos en los nudos más vulnerables identificados por REE.
• Reformar los códigos técnicos de conexión, obligando a los nuevos proyectos renovables a integrar funciones de respuesta inercial o VSYNC.
• Crear un mercado específico de servicios de estabilidad, que remunere explícitamente la capacidad de aportar respuesta rápida ante eventos de frecuencia.
• Monitorear en tiempo real la inercia disponible mediante nuevas herramientas en los centros de control.
8.2. Horizonte a medio plazo (2028–2032)
Objetivo: evolución estructural del sistema eléctrico hacia un modelo más inteligente y flexible.
Recomendaciones:
• Incentivar inversiones en almacenamiento distribuido con configuraciones orientadas a estabilidad y servicios de red, no solo arbitraje energético.
• Desarrollar esquemas de agregadores de flexibilidad, incluyendo demanda industrial y autoconsumo con almacenamiento.
• Favorecer proyectos piloto de parques 100% renovables con capacidad autónoma de regulación (frecuencia, tensión, arranque en negro).
• Ampliar interconexiones internacionales, especialmente con Francia, para reforzar el “pool inercial” peninsular en momentos críticos.
8.3. Horizonte a largo plazo (2033–2050)
Objetivo: consolidar un sistema eléctrico 100% renovable, pero estable, seguro y optimizado.
Recomendaciones:
• Reformular los mercados eléctricos para incluir explícitamente variables dinámicas como la estabilidad de frecuencia en la asignación de capacidad.
• Convertir a REE en un operador digital predictivo, con inteligencia artificial y gemelos digitales del sistema.
• Fomentar la creación de polos industriales de fabricación de tecnología de inercia y control inteligente, promoviendo soberanía tecnológica.
• Integrar indicadores de resiliencia sistémica en los objetivos de transición energética, al mismo nivel que las emisiones o la eficiencia.
8.4. Papel de los actores clave
Para ejecutar estas medidas se requiere una acción conjunta y coordinada entre:
• Administraciones públicas: diseño normativo, incentivos e inversiones.
• REE: liderazgo operativo y planificador de red.
• CNMC: reformas de mercado e incentivos económicos a la estabilidad.
• Empresas tecnológicas: desarrollo de inversores inteligentes, baterías con control inercial y herramientas de simulación.
• Sociedad civil y consumidores: participación activa en modelos de energía distribuida, almacenamiento doméstico y agregación flexible.
9. Conclusión
La pérdida de inercia en el sistema eléctrico español no es un fenómeno marginal ni un efecto colateral de la transición energética: es un reto estructural de primer orden, que afecta a la estabilidad, seguridad y eficiencia del sistema. A medida que España avanza hacia un modelo eléctrico cada vez más renovable, distribuido y digitalizado, el componente inercial —antes garantizado por defecto mediante generación térmica— desaparece, exponiendo al sistema a vulnerabilidades que nunca antes habían sido tan pronunciadas.
El informe ha demostrado que la reducción de inercia acelera la caída de frecuencia en situaciones críticas, dificulta la respuesta automática del sistema y aumenta el riesgo de apagones y eventos en cascada. Además, impone costes adicionales, limita la integración renovable y desafía la operativa tradicional. Este escenario exige un nuevo paradigma donde la estabilidad ya no es un subproducto de la generación, sino un servicio activo que debe ser planificado, gestionado y remunerado.
La buena noticia es que existen soluciones claras y maduras: tecnologías como los compensadores síncronos, los inversores controlados en modo VSYNC, las baterías configuradas para respuesta rápida o los servicios de frecuencia ultrarrápida ya están siendo desplegados con éxito en otros países. España cuenta con el conocimiento técnico, el marco institucional y la capacidad innovadora para replicar y adaptar estos modelos.
Lo urgente no es descubrir la tecnología, sino acelerar su adopción mediante regulación inteligente, planificación estratégica e inversión pública y privada coordinada. El operador del sistema, REE, debe asumir un rol más predictivo y dinámico; el regulador, CNMC, debe rediseñar los mercados para valorar la estabilidad; y las administraciones deben integrar estos desafíos en las políticas climáticas y energéticas de forma explícita.
En resumen, garantizar la estabilidad del sistema eléctrico español en la era renovable requiere pasar de un modelo inercial pasivo a uno proactivo, flexible y resiliente. La inercia ya no es solo física: es estratégica.
10. Referencias bibliográficas
1. Red Eléctrica de España (REE). Informe del Sistema Eléctrico Español (ediciones 2020–2024). Disponible en: https://www.ree.es
2. Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO). Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021–2030
3. Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). Documentación técnica sobre servicios de red y regulación de frecuencia
4. EirGrid (Irlanda). Operational Constraints Update & SNSP Framework
5. Australian Energy Market Operator (AEMO). Power System Frequency Risk Review
6. Bundesnetzagentur (Alemania). Monitoringbericht zur Netzstabilität
7. Kundur, P. (1994). Power System Stability and Control. McGraw-Hill Education.
8. IEEE Power and Energy Society. Inertia Issues in Power Systems with High Renewable Penetration. Technical Report, 2020.
9. G. Milano, C. Canizares et al. (2021). “Frequency Stability Challenges in Future Power Systems”, en Electric Power Systems Research, vol. 189
10. ENTSO-E. Future System Inertia Requirements Study, 2021.
11. IEA (International Energy Agency). Status of Power System Transformation 2022: Inertia and Stability.
12. Siemens Energy. Grid Stabilization Solutions for Renewable Systems. White Paper, 2023.
13. ABB. Virtual Synchronous Machines – Technology and Applications. Technical brochure.
14. BloombergNEF. Storage and Grid Dynamics: Market Forecast 2023–2030.
15. Foro de la Energía 2024 (España). Mesa redonda sobre estabilidad de red y transición energética.
Puede ver el artículo completo desde aquí.
El Ing. Alfonso Gonzáles Jurado ha detallado más información al respecto en su libro Electricidad Origen y Desarrollo
Se agrade al Ing. Alfonso Gonzáles Jurado por el valioso aporte.
