¿Qué es la inercia?

En términos cotidianos, la inercia simplemente significa una tendencia a permanecer sin cambios. Cuando la gente habla de sentirse superada por la inercia, normalmente quiere decir que está estancada o actuando por inercia. En física, la inercia es la resistencia a un cambio de velocidad. ¿Has notado cómo una rueda de hámster sigue girando incluso después de que el hámster deja de correr? Eso es inercia.

¿Cómo se aplica esto a la energía? Muchos generadores tradicionales (centrales de carbón, gas y nucleares) emplean partes giratorias —por ejemplo, turbinas y generadores— para producir energía. Estas partes giran a una frecuencia que coincide y respalda la frecuencia del sistema eléctrico (50 Hz). Cuando un generador pierde energía, estas partes móviles tienden a seguir girando a la misma frecuencia. (Un generador gira para producir energía. Si está perdiendo potencia, probablemente girará más lento). 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 cerca de los 50 Hz. Cuando hay una desviación de frecuencia, la tasa de cambio de frecuencia (RoCoF) aumenta. (La tasa de cambio de frecuencia se refiere a la velocidad con la que varía la 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 energía, generalmente hay una ventana de cuatro o cinco segundos durante la cual esas partes giratorias producen inercia. Sin embargo, esos pocos segundos permiten que los sistemas mecánicos de la red detecten el desequilibrio (por el aumento de la RoCoF) y ordenen a los generadores que aceleren o desaceleren. 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 arriba) y avanzamos hacia las renovables, la inercia del sistema disminuye. Esto se debe a que las renovables —especialmente la eólica y la solar— no producen inercia*. La figura 1 (abajo) muestra cómo la inercia promedio del sistema disminuyó de 2008 a 2019.

* Quizás te preguntes por qué los aerogeneradores no producen inercia. Es porque la energía que generan debe pasar por un inversor antes de poder integrarse al 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 puede ser 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 parte de esa demanda. Por lo tanto, la inercia baja ocurre en momentos de baja demanda y alta generación 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 es necesario recurrir a otros tipos de combustible, como plantas tradicionales que sí producen inercia. Así, la inercia alta ocurre en momentos de alta demanda y baja generación renovable.

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

¿Cómo afecta 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 los 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?

Una menor inercia significa que National Grid ESO debe encontrar otras formas de ralentizar la RoCoF cuando ocurren desviaciones de frecuencia. Una de ellas es a través de su gama de servicios de respuesta de frecuencia. Dynamic Containment (DC) es un servicio rápido que actúa después de una falla. 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 Dynamic Containment en baja frecuencia (DCL) depende en gran medida de la cantidad de inercia en el sistema en cada momento. En momentos de baja inercia, lo que implica una mayor probabilidad de un evento de RoCoF, el requerimiento de DCL suele ser mayor. Esto se puede ver en la figura 4 (abajo), tomada de nuestra investigación reciente sobre precios de DC.

Sin embargo, adquirir servicios de respuesta de frecuencia supone un coste significativo para el ESO. (Por supuesto, muchos argumentan que el coste vale la pena, ya que mantiene el suministro y ayuda a desplazar la generación térmica tradicional). La figura 5 (abajo) muestra el aumento del coste de la gestión de la RoCoF. Aunque estas cifras podrían abarcar varios proyectos, es razonable suponer —por los números mostrados— que la mayor parte de estos costes se destinan a servicios de respuesta de frecuencia (si incluyen la Respuesta de Frecuencia Obligatoria). El coste de gestionar la RoCoF, entonces, se multiplicó por diez aproximadamente en los cinco años entre 2017 y 2021.

¿Cómo más está el ESO reemplazando la inercia?

Además de sus servicios de respuesta de frecuencia, el ESO también está explorando otros métodos limpios para proporcionar inercia al sistema. A través de sus stability pathfinders, está financiando la reconversión de generadores de vapor y centrales de gas en desuso. También está apoyando la construcción de nuevas unidades de compensación síncrona y turbinas verdes diseñadas específicamente para este fin. Para más información sobre estos proyectos, visita aquí y aquí.

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

Para profundizar sobre cómo el ESO mide la inercia del sistema, puedes consultar aquí.

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