El 28 de abril de 2025, España, Portugal y una zona del sur de Francia se quedaron a oscuras. Millones de personas sin electricidad, trenes detenidos, hospitales en emergencia. Para el Dr. Fernando Yanine, académico de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Finis Terrae, ese apagón no fue una sorpresa: es el síntoma de un problema que lleva años observando desde Chile.
“Lo que vimos en España no es un hecho aislado”, explica Yanine. Se relaciona con un fenómeno que se repite en todo el mundo: la creciente incorporación de la generación distribuida a las redes eléctricas, sin herramientas de gestión adecuadas, como la VPP (Virtual Power Plant o central eléctrica virtual), capaces de absorberla y mitigar sus efectos adversos.
Se refiere a los pequeños parques solares y eólicos, conocidos en Chile como PMGD (Pequeños Medios de Generación Distribuida), que inyectan energía a la red de forma intermitente. El problema surge cuando esa producción, sumada a la de otros pequeños medios de generación (PMG), no se coordina adecuadamente con la demanda.
No es un problema menor ni acotado a un país. En la última década, la transición energética ha empujado a gobiernos de todo el mundo a multiplicar la instalación de paneles solares y turbinas eólicas, muchas veces a un ritmo más rápido que el de la modernización de las redes que deben recibir esa energía. El apagón ibérico puso en el centro del debate público una pregunta que hasta hace poco quedaba circunscrita a papers técnicos y mesas de ingenieros: ¿qué tan preparadas están realmente las redes eléctricas para la cantidad de energía renovable que hoy se les exige absorber?
El problema detrás del problema
Yanine detalla tres causas centrales de la inestabilidad en las redes de distribución convencionales cuando se suman fuentes renovables en gran escala: las perturbaciones de frecuencia y voltaje, las interrupciones del suministro y, quizás la más delicada, el desajuste entre oferta y demanda.
“Si de pronto la demanda supera a la energía que se está generando, el sistema se resiente de inmediato. Y si ocurre lo contrario —se genera más de lo que se consume—, el efecto es el mismo: hay que reequilibrar la red en un margen de tiempo muy acotado, o se producen cortes”, apunta.
En Chile, el fenómeno tiene nombre y cifras propias. El investigador distingue tres tipos de actores que inyectan o consumen energía en la red: los Pequeños Medios de Generación (PMG), de hasta 500 kW; los clientes finales bajo el modelo de net billing, que entregan sus excedentes a la red de baja tensión; y los llamados prosumidores o PMGD propiamente tales, con capacidad instalada de hasta 9 MW, que pueden operar de forma independiente o integrarse a microrredes.
“Son los PMGD los que más presionan al sistema”, afirma. “Son granjas solares independientes que inyectan toda su producción a la red con fines de lucro, como lo permite la ley eléctrica chilena. Y eso, sin una gestión adecuada, termina deteriorando la calidad del servicio”.
El dato no es menor para un país que ha hecho de la energía solar una de sus principales apuestas productivas, especialmente en el norte, donde la radiación es de las más altas del planeta. Pero esa misma fortaleza, advierte Yanine, puede convertirse en una vulnerabilidad si la red no evoluciona al mismo ritmo que la generación.
“Son los Pequeños Medios de Generación (PMGD) los que más presionan al sistema”.
La respuesta: plantas de energía virtual
Frente a este escenario, el Dr. Yanine y su contraparte en Arabia Saudita, el Dr. Hasan Masrur, de la King Fahd University of Petroleum and Minerals (KFUPM), trabajan en una propuesta que apunta a una solución concreta: un sistema de control inteligente para las VPP, o plantas de energía virtual.
“Una VPP no es una planta física, sino un sistema que agrega, controla y gestiona múltiples recursos energéticos distribuidos como si fueran una sola central”, explica. “Eso le da flexibilidad a la red y elimina buena parte de los problemas de variabilidad que generan estos sistemas renovables por separado”.
El principio que inspira este sistema de control proviene de la biología. Los organismos vivos mantienen en equilibrio sus condiciones internas, como la temperatura corporal o los niveles de glucosa, gracias a dos mecanismos complementarios. “La homeostasis energética corrige una variación después de que se produce. La alostasis, en cambio, se anticipa: busca evitar o mitigar el efecto adverso antes de que ocurra”, aclara Yanine.
Trasladada a las redes de distribución eléctrica, esa lógica da forma a una planta eléctrica virtual (VPP) capaz de leer en cada momento cuánto se genera y cuánto se consume, y de ajustar los recursos que coordina, como baterías y otras formas de almacenamiento, antes de que una perturbación escale. Con este enfoque de homeostasis y alostasis energética, la propuesta busca pasar de una red que reacciona cuando el problema ya ocurrió a una que puede anticiparse, autorregularse y sostener su estabilidad frente a las variaciones.
El proyecto, apoyado por un Research with Humanity Microgrant de KFUPM bajo el título “Integración inteligente de recursos energéticos distribuidos mediante plantas de energía virtual: un marco para la flexibilidad y confiabilidad de la red”, propone un enfoque rápido de configurar, escalable y fácil de desplegar, pensado específicamente para zonas afectadas por la creciente presencia de PMGD.
“A diferencia de otros esfuerzos, nuestro enfoque busca integrar estos recursos con la infraestructura de red ya existente, para resolver con rapidez los problemas de calidad que generan los PMGD”, precisa Yanine. “No se trata solo de diagnosticar el problema, sino de actuar en tiempo real para corregirlo”.
La colaboración entre ambos investigadores —uno instalado en Medio Oriente, otro en Sudamérica— ilustra algo que suele pasar inadvertido fuera de los círculos académicos: los desafíos de las redes eléctricas modernas no entienden de fronteras. Arabia Saudita y Chile enfrentan, cada uno a su manera, la misma tensión entre una matriz energética que se diversifica a gran velocidad y una infraestructura de distribución que no siempre logra seguirle el paso.
“No se trata solo de diagnosticar el problema, sino de actuar en tiempo real para corregirlo”.
Por eso, la investigación busca desarrollar estrategias que puedan adaptarse a distintos contextos. Una eventual implementación tendría que considerar las características técnicas de cada red, sus condiciones económicas y el marco regulatorio del país. Esa posibilidad vuelve relevante el trabajo para otras regiones donde crece la presencia de generación solar y eólica.
Del desarrollo conceptual a la red eléctrica
El proyecto está en etapa de desarrollo conceptual. El equipo contempla avanzar mediante modelamiento y simulación para estudiar cómo respondería este sistema de control ante variaciones en la generación y el consumo. Es un paso previo a eventuales pruebas piloto y a su aplicación en redes eléctricas.
Para el académico, la urgencia es clara: con el mercado de los PMGD expandiéndose a nivel global, la necesidad de recursos energéticos distribuidos y desplegables —como las VPP— ya no es una opción, sino una condición para sostener la estabilidad de las redes eléctricas del futuro.
“Más generación renovable sin gestión inteligente no es progreso, es riesgo”, resume. “Lo que buscamos es que la próxima vez que una red se vea sometida a esa presión, no tengamos que apagar la luz para resolverlo”, concluye.
“Más generación renovable sin gestión inteligente no es progreso, es riesgo. Lo que buscamos es que la próxima vez que una red se vea sometida a esa presión, no tengamos que apagar la luz para resolverlo”.