La transformación acelerada del sistema energético en Portugal constituye un referente internacional de descarbonización, logrando que la cuota de energías renovables pasara del 30% en el año 2000 a un extraordinario 85% de la demanda total en el 2.024. Este progreso se sustenta en el Plan Nacional de Energía y Clima (NECP), actualizado en diciembre de 2024, el cual establece una meta ambiciosa del 93% de electricidad renovable para el año 2030 y una reducción del 55% en las emisiones de gases de efecto invernadero respecto a los niveles de 2005. No obstante, la integración profunda de recursos basados en inversores (IBR) ha modificado radicalmente la dinámica de la red, desplazando la generación síncrona tradicional por fuentes variables como la eólica y la solar fotovoltaica, las cuales aportaron el 29% y el 7% de la demanda respectivamente en el primer trimestre de 2.025. Puesto que las herramientas de gestión heredadas no fueron diseñadas para operar en entornos dominados por transitorios rápidos y baja inercia, la capacidad de los operadores para mantener la estabilidad del sistema se enfrenta a desafíos técnicos sin precedentes que requieren una evolución en los modelos operativos.

Por su parte, el análisis detallado del apagón ibérico ocurrido el 28 de abril de 2025 proporciona evidencias determinantes sobre las vulnerabilidades de un sistema eléctrico con alta penetración de renovables y escasa interconexión continental. El evento, que afectó a más de 55.000.000 de personas en España, Portugal y partes de Francia, se originó tras un periodo de oscilaciones de potencia y frecuencia que precedieron a una secuencia de disparos de generación provocados por sobretensiones. Durante el incidente, la tensión alcanzó niveles de 440 kV, activando las protecciones automáticas de las plantas y derivando en una pérdida de sincronización que hizo el colapso virtualmente inevitable. Los informes técnicos posteriores coinciden en que el sistema operaba con un compromiso síncrono históricamente bajo, contando con solo 11 unidades convencionales en línea, lo cual limitó la capacidad de control de tensión y la respuesta de inercia necesaria para amortiguar las fluctuaciones de la red. De igual forma, la condición de «isla energética» de la Península Ibérica, debido a su limitada capacidad de interconexión con el resto de Europa, redujo la posibilidad de recibir apoyo externo durante la fase crítica del disturbio.

Adicionalmente, las lecciones extraídas de esta experiencia subrayan que la suficiencia de capacidad no garantiza por sí misma la estabilidad operativa en redes con predominio de inversores. La flexibilidad ha dejado de ser una opción para convertirse en un requisito de fiabilidad central, apoyada en Portugal por una base de 8.000 MW de capacidad hidroeléctrica de bombeo que proporciona almacenamiento de larga duración e inercia síncrona. Por otro lado, el diseño de los mercados eléctricos debe evolucionar para valorar y adquirir de forma explícita atributos de estabilidad como el control de tensión, la potencia reactiva y la inercia, los cuales no siempre se obtienen mediante los procesos de despacho de menor costo. La implementación de estándares para inversores que forman la red (grid-forming) y la mejora de las herramientas de monitorización en tiempo real son medidas necesarias para gestionar un sistema donde las oscilaciones y las dinámicas rápidas definen la seguridad del suministro.

De modo complementario, las empresas de servicios públicos en Estados Unidos pueden aplicar estos conocimientos para fortalecer su preparación operativa ante el aumento de la penetración de IBR en sus respectivos territorios. Resulta indispensable modernizar las filosofías de protección y los modelos de simulación para contemplar condiciones de baja inercia, además de integrar la adquisición de flexibilidad directamente en la planificación de recursos. La coordinación regional entre los operadores de red y los organismos de planificación adquiere una dimensión mayor, puesto que las decisiones locales pueden tener impactos sistémicos profundos en la fiabilidad de las interconexiones. A modo de cierre, el éxito de la transición energética dependerá de la alineación de las políticas públicas y las estructuras de mercado con las realidades físicas que gobiernan el rendimiento de la red, asegurando que la expansión de las energías limpias no comprometa la resiliencia del sistema eléctrico.

Para leer más ingrese a:

https://sepapower.org/resource/scaling-renewables-reliably-what-u-s-utilities-can-learn-from-the-2025-iberian-peninsula-blackout-one-year-later/

https://s3.us-east-1.amazonaws.com/fonteva-customer-media/00Do0000000Yi66EAC/KwrMegkv_Operational_and_Market_Design_Lessons_from_a_High_IBR_Grid_What_They_Mean_for_U_S_Utilities_pdf