¿Qué es la inercia?

En términos cotidianos, la inercia simplemente significa una tendencia a permanecer sin cambios. Cuando las personas hablan de sentirse superadas por la inercia, suelen referirse a estar atascadas en la rutina o actuando por inercia. En física, la inercia es la resistencia a un cambio en la velocidad. ¿Sabes cómo una rueda de hámster sigue girando incluso después de que el hámster deja de correr? Eso es inercia.

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¿Y cómo se aplica esto a la energía? Muchos generadores tradicionales (centrales de carbón y gas, así como plantas nucleares) emplean partes giratorias - por ejemplo, turbinas y generadores - para producir electricidad. Estas partes giran a una frecuencia que coincide y respalda la frecuencia del sistema eléctrico (50 Hz). Cuando un generador pierde potencia, estas partes móviles tienden a seguir girando a la misma frecuencia. (Un generador gira para producir energía. Si está perdiendo potencia, probablemente también girará menos.) La energía cinética almacenada en estas partes giratorias se llama ‘inercia’.

La inercia ayuda a National Grid ESO a mantener la frecuencia de la red en torno a los 50 Hz. Cuando hay una desviación de frecuencia, la tasa de cambio de frecuencia (RoCoF, por sus siglas en inglés) aumenta. (La tasa de cambio de frecuencia se refiere a la velocidad a la que se produce la desviación de frecuencia, y se mide en Hz/segundo. Básicamente nos indica cuán robusta es la red en un momento dado.) La inercia ayuda a ralentizar la RoCoF.

Cuando un generador pierde potencia, generalmente hay una ventana de cuatro o cinco segundos durante la cual esas partes giratorias siguen generando inercia. Sin embargo, esos pocos segundos permiten que los sistemas mecánicos de la red detecten el desequilibrio (mediante el aumento de la RoCoF) y ordenen a los generadores acelerar o desacelerar. En palabras del propio ESO, “la inercia se comporta un poco como los amortiguadores en la suspensión de tu coche”.

Disminución de la inercia

A medida que nos alejamos de las fuentes tradicionales de generación (como las mencionadas antes) y avanzamos hacia las renovables, la inercia del sistema disminuye. Esto se debe a que las renovables - concretamente la eólica y la solar - no producen inercia*. La figura 1 (abajo) muestra cómo la inercia media del sistema disminuyó de 2008 a 2019.

* Puede que te preguntes por qué los aerogeneradores no producen inercia. Es porque la energía que generan debe pasar por un inversor antes de poder inyectarse en el sistema. Para contribuir a la inercia, debe existir un acoplamiento electromagnético directo entre la planta y el sistema eléctrico. Esto permite que las desviaciones se traduzcan en par mecánico.

Como muestra el gráfico anterior, hay momentos en los que la inercia es probablemente mayor o menor. Cuando la demanda total del sistema es baja, como durante el mínimo de verano, la generación renovable (sin inercia) puede cubrir una gran proporción de esa demanda. Por tanto, la inercia baja ocurre en momentos de baja demanda y alta producción renovable.

Cuando la demanda total del sistema es alta, como durante el pico invernal, se necesita más generación. La generación renovable (sin inercia) no puede cubrir una proporción tan grande de la demanda, por lo que se recurre a otros tipos de combustible - como plantas tradicionales que sí generan inercia. Por tanto, la inercia alta ocurre en momentos de alta demanda y baja producción renovable.

La figura 2 (abajo) muestra la correlación entre demanda e inercia. También refuerza la disminución general de la inercia desde 2009.

¿Cómo está afectando esto a la frecuencia de la red?

Con la creciente penetración de renovables intermitentes y la disminución de la inercia, la volatilidad de la frecuencia ha aumentado. Gracias a un excelente análisis de Grecia Monsalve, podemos ver que el número de eventos de baja frecuencia (definidos como momentos en que la frecuencia del sistema cae más de 0,3 Hz) y la duración de estos eventos aumentaron significativamente de 2014 a 2020. La figura 3 (abajo) muestra los gráficos de ese artículo.

¿Cuál es la alternativa?

Menor inercia significa que National Grid ESO debe encontrar otras formas de ralentizar la RoCoF cuando se producen desviaciones de frecuencia. Una forma de hacerlo es a través de su gama de servicios de respuesta de frecuencia. La Contención Dinámica (DC) es un servicio rápido y posterior a fallos. Cuando la frecuencia sale de los límites operativos (±0,2 Hz), el ESO recurre a los participantes de DC - sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) - para actuar, devolviendo la frecuencia hacia los 50 Hz.

La necesidad de Contención Dinámica de baja frecuencia (DCL) depende en gran medida de la cantidad de inercia en el sistema en un momento dado. En momentos de baja inercia, lo que implica mayor probabilidad de un evento RoCoF, el requerimiento de DCL suele ser mayor. Podemos verlo en la figura 4 (abajo), tomada de nuestro reciente artículo de investigación sobre precios de DC.

Sin embargo, adquirir respuesta de frecuencia supone un coste significativo para el ESO. (Por supuesto, muchos argumentarían que el coste merece la pena, ya que mantiene las luces encendidas y además ayuda a desplazar la generación térmica tradicional). La figura 5 (abajo) muestra el aumento del coste de la gestión de RoCoF. Aunque estas cifras pueden incluir varios proyectos diferentes, es razonable suponer - según los datos mostrados - que la mayor parte de estos costes se destinan a la adquisición de servicios de respuesta de frecuencia (si incluyen la Respuesta de Frecuencia Obligatoria). El coste de gestionar la RoCoF, por tanto, se multiplicó aproximadamente por diez en los cinco años de 2017 a 2021.

¿Cómo más está el ESO sustituyendo la inercia?

Además de sus servicios de respuesta de frecuencia, el ESO también explora otros métodos limpios para aportar inercia al sistema. A través de sus programas de innovación, financia la reconversión de generadores de vapor y centrales de gas en desuso. Además, apoya la construcción de nuevas unidades de compensación síncrona y turbinas verdes diseñadas específicamente. Para más información sobre estos proyectos, consulta aquí y aquí.

En el siguiente vídeo puedes ver un timelapse del proyecto de turbina verde de Statkraft en Keith Greener Grid Park, Moray (Escocia).

Puedes leer más sobre cómo el ESO mide la inercia del sistema aquí.

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