Históricamente, casi toda la capacidad de la red eléctrica ha sido provista por generadores síncronos. Estos generadores rotativos poseen energía cinética almacenada, y dicha energía almacenada —conocida como inercia— le otorga al sistema el tiempo necesario para responder a caídas en la frecuencia provocadas por contingencias y otros desequilibrios. Este tiempo es crucial porque, tradicionalmente, la respuesta ha dependido de dispositivos mecánicos que pueden tardar varios segundos en reaccionar.
Sin embargo, la transición hacia recursos basados en inversores —como la energía eólica, la solar fotovoltaica y ciertos sistemas de almacenamiento— introduce un cambio de paradigma. Si bien es cierto que estos recursos reducen la inercia disponible en el sistema, también son capaces de entregar una respuesta electrónica de frecuencia extremadamente rápida, en milisegundos, en lugar de los segundos que requieren los sistemas mecánicos tradicionales.
Este hecho clave implica que la inercia no es un recurso indispensable para la estabilidad del sistema eléctrico, sino que es una solución histórica derivada de la dependencia tecnológica de generadores síncronos. La utilidad de la inercia radica en su capacidad de “comprar tiempo” ante perturbaciones, pero en un sistema con recursos de respuesta ultrarrápida, ese tiempo ya no es necesario.
Por lo tanto, afirmar que “la inercia de las máquinas rotatorias es necesaria para la estabilidad de la red” refleja una visión tecnológicamente anclada al pasado. En cambio, una comprensión actualizada del sistema reconoce que la inercia es útil, pero no necesaria, siempre que se cuente con mecanismos alternativos —electrónicos, digitales y de control distribuido— capaces de proveer respuestas de frecuencia más rápidas, precisas y escalables.
La combinación de respuesta electrónica de frecuencia desde inversores y la participación activa de cargas gestionables puede sustituir eficazmente la función tradicional de la inercia, manteniendo e incluso mejorando la fiabilidad del sistema. Esto ha sido demostrado en redes como la de Texas (ERCOT), donde más del 50 % de la demanda ya se cubre con energía eólica sin comprometer la estabilidad.
En resumen, la transición energética no se ve limitada por la reducción de inercia. Más bien, el uso de la inercia debe entenderse como una estrategia específica de una era tecnológica superada, y no como un requisito inherente a la operación segura de redes modernas. La verdadera barrera no es técnica, sino conceptual.