¿Qué es el grid forming y cómo puede ayudar a las renovables a salvar a España de otro apagón?

El pasado 28 de abril, España y Portugal vivieron un episodio sin precedentes: un apagón eléctrico masivo dejó a millones de personas sin suministro durante más de 10 horas. Transporte público paralizado, telecomunicaciones fuera de servicio y una sociedad súbitamente detenida por un colapso energético que aún sigue bajo investigación. Sin embargo, más allá de las causas concretas, el suceso ha reabierto un debate urgente: ¿está preparada la red eléctrica para soportar una penetración masiva de energías renovables?

En el epicentro de este debate surge una tecnología que podría marcar la diferencia en el futuro del sistema eléctrico: el grid forming. Se trata de una innovación clave para garantizar la estabilidad de la red en un contexto donde el protagonismo de las fuentes solares y eólicas es cada vez mayor.

¿Qué es el 'grid forming'?

La formación de red o el "grid forming", es una tecnología avanzada que permite a los inversores –los dispositivos que convierten la electricidad generada por fuentes renovables para su inyección a la red– operar de forma independiente, imitando el comportamiento de las centrales convencionales como las de gas o nucleares. A diferencia de los inversores tradicionales (grid following), que necesitan una señal externa para sincronizarse con la red, los inversores grid forming pueden generar y estabilizar esa señal por sí mismos.

Esta capacidad es crítica porque la red eléctrica necesita mantener una frecuencia estable –alrededor de 50 Hz en Europa–. Tradicionalmente, esa estabilidad era proporcionada por la inercia de las turbinas rotatorias de las plantas térmicas. Pero las energías renovables, al carecer de elementos giratorios físicos y conectarse mediante electrónica de potencia, no aportan inercia de forma natural.

El papel de la inercia sintética y el black-start

Aquí entra en juego otro concepto clave: la inercia sintética. Esta funcionalidad, incorporada mediante algoritmos avanzados, permite que los inversores grid forming simulen la respuesta de una turbina tradicional ante cambios bruscos de generación o consumo, manteniendo estable la frecuencia del sistema. Además, tecnologías como el black-start permiten que estos sistemas reinicien la red tras un colapso total, una función hasta ahora reservada a grandes centrales térmicas.

Según Kiko Maza, consultor de energías renovables, “con estas funcionalidades, los equipos renovables pueden dejar de ser una ficha de dominó más en la cadena de desconexiones y pasar a ser estabilizadores activos de la red”.

Xabier Barón, director de operaciones de SIG Coop, refuerza esta visión señalando que “una red más fuerte tiene más elementos amortiguadores y puede precisamente evitar oscilaciones y evitar tendencias que le perjudican”.

Las baterías, las grandes aliadas

Aunque cualquier dispositivo con inversor puede incorporar grid forming, las baterías son las mejor posicionadas para ello por su velocidad de respuesta y disponibilidad inmediata de energía. Países como Australia han tomado la delantera tras aprender a golpes: el apagón nacional de 2016 aceleró el despliegue de soluciones con baterías inteligentes y funcionalidades de estabilización.

Algunos ejemplos internacionales incluyen: la batería de Hornsdale (Australia), del fabricante Tesla, con 150/194 MWh, fue pionera en incorporar grid forming en 2020; la batería de Liddell (Australia), del fabricante español Power Electronics, con 500/1000 MWh; la batería de Red Sea New City (Arabia Saudí), con tecnología de Huawei, de 1.300 MWh; la batería de Kapolei (Hawái), del fabricante Tesla, en una red aislada; y la batería de Saint Eustatius (Caribe), del fabricante SMA.

Según Barón, la red española, por su diseño mallado y robusto, no ha necesitado históricamente este tipo de tecnologías. “España esencialmente es una red mallada y es una red robusta y entonces tradicionalmente no ha necesitado de este tipo de tecnología también. En el momento en que la renovable ha empezado a entrar de manera muy importante dentro de nuestro mix energético, es cuando esto empieza a barajarse como una de las opciones” comenta. Esto se explica, añade, porqué “hablamos de redes que son más débiles que las redes españolas. Hablamos de redes que son mucho más grandes, que están menos interconectadas, que son más débiles. Tiene un short circuit ratio (SCR) mucho más bajo”.

Además, destaca la importancia de modelos de simulación avanzados como los EMT (Electromagnetic Transients), necesarios para anticipar con precisión el comportamiento de la red renovable: “Ya está implementado desde el 1 de enero de este año. Todavía son cuestiones que el operador podría pedir, es decir, que son a demanda del operador, pero que ya se traslada a los fabricantes y a los promotores que deben tenerlo en sus plantas. Va entrando, pero poquito a poquito”.

“Tradicionalmente, lo escénico con una imagen visual de dos personas pedaleando en un tándem pero el niño pequeño ya no es un niño pequeño, ya es un adolescente, y un adolescente tiene que pedalear, tiene que pedalear y tiene que meter fuerza, porque si llega una cuesta arriba, la renovable tiene que pedalear” ilustra Barón, a través de una metáfora visual, el rol creciente de la renovable en la estabilidad de la red.

Fabricantes punteros

Paradójicamente, mientras España lidera en generación renovable y cuenta con fabricantes punteros como Power Electronics, Ingeteam o Gamesa Electric, todavía no ha desplegado grandes proyectos de baterías con grid forming. La falta de incentivos, un mercado de capacidad aún inmaduro y una regulación insuficiente han frenado su implantación.

“¿Y qué le pasa a España para aprovecharse de esta tecnología? Lo que le pasa es que tiene que enfrentarse a una disjuntiva, tiene que enfrentarse a una disruptiva de si esto pasa a ser obligatorio y va a introducirse por regulación”, sostiene Barón. “No son caminos unívocos, sino que pueden existir cuestiones que sean obligatorias y que haya cuestiones que sean reguladas” añade.

"Las baterías son perfectas ya que tienen energía almacenada disponible y reaccionan en milisegundos con lo que el grid forming va asociado a baterías" explica Maza, quien añade que "ahí está el problema en España, que vamos con retraso en la implantación de baterías. De hecho, si tuviéramos ya grandes baterías aunque fuera sin grid forming, sería posible hacerles un upgrade con esas funcionalidades como se hizo en Australia con una de sus baterías más famosas, pero en España no tenemos".

Esta situación es especialmente preocupante si se considera que España es, a efectos eléctricos, una isla: la interconexión con el resto de Europa apenas alcanza el 3-5%, lejos del 10% recomendado por la UE. Esto la hace particularmente vulnerable a eventos como el apagón de abril.

Pasos a seguir

Lejos de ser una anécdota, el gran apagón debe servir como una llamada de atención. La integración masiva de renovables no es el problema; lo es no acompañarla con las herramientas tecnológicas necesarias para mantener la red estable.

Estos son algunos de los pasos clave que Kiko Maza, en un reciente artículo sobre este tema, señala —y que comparte con más expertos en la materia—:

1. Despliegue de baterías grid forming: como en Australia, con planificación, ayudas públicas y objetivos claros.

2. Aumento de la interconexión: para compartir cargas y evitar islas energéticas.

3. Flexibilización de la demanda: gracias a la digitalización y la electrificación.

4. Modernización de las redes eléctricas: no solo más capacidad, sino más inteligencia y resiliencia.