El apagón eléctrico registrado en España y Portugal tiene evidentes similitudes con el que ocurrió en nuestro país hace dos meses. Si bien los orígenes no fueron los mismos, la propagación de la contingencia inicial en la península ibérica también llevó a la caída de gran parte del sistema, perdiéndose la mitad de la potencia en los primeros 5 minutos. El Gobierno español debió declarar el estado de emergencia ante la paralización de los ferrocarriles, los metros, las señales de tránsito y, luego de unas horas, también las redes de teléfonos móviles. La profundidad del apagón, de 50-60%, fue menor que en Chile, donde alcanzó más del 98%, pero la recuperación fue lenta: luego de 8 horas, el consumo eléctrico alcanzaba un 63% de su valor normal y solamente al día siguiente se recuperó completamente el sistema.

El Gobierno español no ha encontrado evidencias de un ataque informático. El evento inicial pudo haber sido un aumento de temperatura que obligó a reducir la potencia que transitaba por una de las principales líneas de transmisión o, tal vez, una caída en la generación solar. Los sistemas eléctricos disponen de servicios complementarios que amortiguan estos efectos hasta que el sistema se normaliza, pero aparentemente estos apoyos no ingresaron suficientemente rápido. Tal como en Chile, las fluctuaciones en la frecuencia hicieron que las centrales renovables no convencionales se desconectaran automáticamente. Dado que entonces suministraban el 60% de la energía del sistema ibérico, fue imposible la recuperación.

El apagón español, al igual que el chileno, no se debió a un déficit de energía, sino a la inestabilidad de un sistema eléctrico que no está adaptado a la presencia masiva de energías renovables. El problema principal es que estas no proveen inercia al sistema; en cambio, aumentan su inestabilidad. En el caso de las energías convencionales, la inercia que proviene de la rotación de los generadores mantiene por unos segundos el sistema, y en ese corto intervalo, otros servicios complementarios de más larga duración pueden ingresar para estabilizar el funcionamiento. Por eso, el problema de la falta de inercia es menos importante cuando los sistemas tienen una baja penetración de renovables no convencionales, pero este no es el caso de Chile o de España.

Por cierto, los sistemas basados en energías renovables no convencionales no son inherentemente inestables. De lo que se trata es de que los requerimientos de estabilización deben considerar las características específicas de estas tecnologías e invertir para abordar aquellos segundos críticos que se producen antes de que los respaldos más lentos se activen.

Existen formas de proveer inercia a un sistema eléctrico. Un ejemplo son medios físicos: centrales convencionales que giran, pero no proveen energía al sistema, o rotores impulsados por motores eléctricos, los llamados volates de inercia. El Reino Unido, por ejemplo, posee varios volantes de inercia de 200 toneladas para proveer estabilidad. Otra alternativa es la inercia sintética, que puede ser provista por baterías que se descargan ante las fluctuaciones, o por equipos instalados en las centrales renovables. Todas estas opciones tienen un costo, el que tendrá que ser asumido, al final, por la sociedad como un todo, pero que debe ser asignado para proveer señales eficientes de inversión.

En el caso de Chile, una forma de reducir este costo puede ser retrasar la salida de algunas plantas térmicas, de manera de no elevar en exceso el precio de las medidas que demanda mantener un sistema robusto. Y es que, como se ve —y como pasa con otras nuevas tecnologías—, la penetración de las fuentes renovables no convencionales tiene consecuencias inesperadas. Pero eso no significa que no sean la mejor solución energética de largo plazo para el país.