Por José Juan Martínez | Gerente de soluciones
Durante años, buena parte de los esfuerzos de cumplimiento del Código de Red en instalaciones industriales se ha concentrado en cuatro aspectos: factor de potencia, distorsión armónica, fluctuaciones de tensión y desbalance.
La lógica es relativamente sencilla. Cada instalación debe operar dentro de ciertos límites para evitar que sus procesos afecten la calidad y confiabilidad del suministro eléctrico de otros usuarios.
Sin embargo, los sistemas eléctricos están cambiando y los requerimientos de conexión también están evolucionando. Hoy, en distintos mercados, ya no basta con evaluar cuánto perturba una instalación a la red. También comienza a ser necesario considerar cómo se comporta cuando la propia red experimenta una perturbación y qué capacidad tiene para contribuir a su estabilidad.
Este cambio representa una evolución importante en la manera de entender el cumplimiento regulatorio y, particularmente, en el diseño de nuevas instalaciones industriales, centrales de generación y sistemas de almacenamiento de energía.
De limitar las perturbaciones a evaluar la respuesta del sistema
Tradicionalmente, las evaluaciones de calidad de energía en centros de carga se han enfocado en identificar condiciones que puedan afectar a la red eléctrica.
Por ejemplo, una instalación industrial con rectificadores de potencia puede presentar niveles importantes de distorsión armónica. Un proceso con variaciones rápidas de demanda puede ocasionar fluctuaciones de tensión y flicker, entendido como la percepción de parpadeo en la iluminación debido a dichas fluctuaciones.
De manera similar, una instalación con un consumo elevado de potencia reactiva puede operar con un factor de potencia inferior al requerido, incrementando la circulación de corriente y las pérdidas asociadas.
En estos casos, el objetivo consiste principalmente en identificar el origen de la perturbación y establecer medidas que permitan mantener los parámetros eléctricos dentro de los límites aplicables.
Este enfoque sigue siendo necesario. Los armónicos, el factor de potencia y las fluctuaciones de tensión no han dejado de ser relevantes.
Lo que está cambiando es que ahora debemos prestar mayor atención a otro tipo de preguntas:
¿Qué ocurre cuando se presenta una falla en la red? ¿La instalación permanece conectada? ¿Sus equipos contribuyen a recuperar la tensión o agravan la perturbación? ¿Cómo responde ante desviaciones de frecuencia?
Estas preguntas nos llevan de una evaluación predominantemente de calidad de energía hacia una evaluación más amplia del comportamiento dinámico del sistema.
¿Por qué están evolucionando los requerimientos?
Una de las razones principales es la transformación de la generación eléctrica y de las tecnologías conectadas a la red.
Históricamente, buena parte de los sistemas eléctricos se ha apoyado en generadores síncronos. Estas máquinas aportan características físicas importantes para la estabilidad del sistema, como inercia rotacional y capacidad de contribuir a la corriente durante ciertas condiciones de falla.
Actualmente, la incorporación de generación solar, eólica y almacenamiento mediante convertidores electrónicos está modificando ese comportamiento.
Esto no significa que las nuevas tecnologías sean necesariamente menos estables. Significa que su contribución al sistema depende en mayor medida de sus controles, capacidades eléctricas y condiciones de operación.
Por ejemplo, en determinadas regiones, la reducción de generación síncrona puede disminuir la inercia disponible y modificar la potencia de cortocircuito, que es una referencia de la capacidad de la red para suministrar corriente durante una falla y, en términos generales, de su fortaleza eléctrica.
En estas condiciones, el comportamiento de los convertidores, sus sistemas de control y su interacción con la red adquieren mayor importancia.
A esto se suma una transformación del lado de la demanda. Nuevos centros de datos, procesos industriales electrificados, infraestructura de carga y sistemas de generación distribuida están modificando los perfiles de consumo y las condiciones de operación.
El resultado es que una instalación puede cumplir satisfactoriamente con sus indicadores de calidad de energía en régimen permanente y, aun así, presentar un comportamiento inconveniente durante una perturbación.
Ride-through: no desconectarse ante cualquier perturbación
Uno de los conceptos que ha ganado importancia en los requerimientos de interconexión es el denominado ride-through, o capacidad de permanencia en operación ante perturbaciones de tensión o frecuencia.
Consideremos una falla eléctrica en una línea de transmisión. Durante el evento, la tensión puede presentar una reducción importante y recuperarse después de que las protecciones despejan la falla.
Si los sistemas de generación conectados en la zona se desconectan de manera simultánea, el sistema no solamente tendrá que recuperarse de la falla original. También deberá enfrentar una pérdida adicional de generación.
Dependiendo de la magnitud del evento y de las condiciones de la red, esto puede agravar la perturbación.
Por ello, determinados códigos de conexión establecen condiciones bajo las cuales los equipos deben permanecer conectados, soportar la perturbación y recuperar su operación posteriormente.
Es importante aclarar que ride-through no significa permanecer conectado bajo cualquier circunstancia. Los requerimientos establecen rangos de tensión, frecuencia y duración definidos. Las protecciones deben seguir actuando cuando corresponda, particularmente ante fallas internas o condiciones que comprometan la seguridad de los equipos.
Tampoco debe confundirse la capacidad de permanecer conectado con la capacidad de proporcionar soporte dinámico. Un equipo puede soportar una perturbación sin necesariamente contribuir de forma significativa a la recuperación de la tensión.
El siguiente nivel: participar en el control de tensión y frecuencia
La estabilidad de un sistema eléctrico depende de distintas variables, entre ellas la tensión y la frecuencia.
Aunque ambas están relacionadas, sus mecanismos de control son diferentes.
La frecuencia está estrechamente vinculada con el equilibrio entre la potencia activa generada y consumida. Cuando se presenta un desequilibrio, la frecuencia puede comenzar a variar.
Por otro lado, la tensión depende de factores como los intercambios de potencia activa y reactiva, las características de impedancia de la red y el comportamiento de los equipos conectados.
Esto explica por qué corregir el factor de potencia de una instalación no necesariamente equivale a proporcionar una regulación dinámica de tensión.
Un banco de capacitores puede suministrar potencia reactiva y contribuir al control de tensión. Sin embargo, su capacidad de respuesta, y la cantidad de reactivos que entrega, dependen de sus características y de la tensión de operación.
En aplicaciones que presentan variaciones rápidas, pueden requerirse tecnologías de compensación dinámica, como los SVC o STATCOM, capaces de modificar su intercambio de potencia reactiva mediante sistemas de control.
Para el soporte de frecuencia, la situación es distinta. Es necesario contar con recursos capaces de modificar oportunamente el intercambio de potencia activa.
Aquí adquieren relevancia tecnologías como los sistemas de almacenamiento de energía mediante baterías, conocidos como BESS (Battery Energy Storage Systems), y otras arquitecturas que incorporan almacenamiento de energía y convertidores electrónicos.
Sin embargo, instalar un BESS no significa automáticamente que se contará con soporte de frecuencia. Para ello se requieren capacidades específicas de control, potencia disponible, energía almacenada y coordinación con la operación del sistema.
¿Dónde entra Grid Forming?
Otro concepto que comienza a cobrar relevancia es Grid Forming.
A diferencia de los esquemas convencionales de seguimiento de red, generalmente conocidos como Grid Following, los convertidores Grid Forming están diseñados para establecer y sostener una referencia eléctrica de tensión y frecuencia mediante su control.
Dependiendo de su implementación, esta capacidad puede contribuir a mejorar el comportamiento dinámico de sistemas con una presencia importante de generación y almacenamiento conectados mediante convertidores.
No obstante, Grid Forming tampoco debe interpretarse como una solución universal. Su desempeño depende de las características del equipo, sus límites de corriente, los recursos energéticos disponibles y la interacción con los demás elementos de la red.
La discusión técnica ya no se limita, por tanto, a cuántos MW o Mvar puede intercambiar un equipo, sino también a cómo y cuándo puede hacerlo.
¿Qué están estableciendo los códigos de red?
Esta evolución ya puede observarse en distintos marcos técnicos y regulatorios internacionales.
En Europa, el Reglamento (UE) 2016/631 establece requerimientos para la conexión de módulos de generación, incluyendo, según la categoría aplicable, capacidad de permanencia ante fallas, comportamiento frente a variaciones de frecuencia y control de potencia reactiva y tensión.
Por otra parte, el Reglamento (UE) 2016/1388 contempla requerimientos para determinadas instalaciones de demanda y establece condiciones para aquellas que participan en servicios de respuesta de demanda, incluyendo control de potencia activa, reactiva y frecuencia.
En Estados Unidos, el estándar IEEE 2800-2022 establece requisitos técnicos para recursos basados en inversores conectados a sistemas de transmisión y subtransmisión. Entre los aspectos considerados se encuentran ride-through, control de potencia activa y reactiva, y soporte dinámico de tensión y frecuencia. Su aplicación obligatoria depende del marco regulatorio y de los requisitos de interconexión correspondientes.
La dirección del cambio es todavía más clara en la revisión europea del código de conexión de generadores presentada a consulta durante 2026, que propone incorporar requisitos relacionados con capacidades Grid Forming y ampliar el tratamiento de nuevas tecnologías de almacenamiento. Estos cambios deben distinguirse de las obligaciones actualmente vigentes.
¿Y qué ocurre en México?
En México, el Código de Red, cuya referencia regulatoria principal continúa siendo la Resolución RES/550/2021, establece requerimientos técnicos para la operación y conexión de los participantes del Sistema Eléctrico Nacional.
Es importante reconocer que el Código de Red mexicano no se limita a armónicos o factor de potencia. También contempla criterios de confiabilidad, control operativo y comportamiento eléctrico, incluyendo requerimientos específicos para las centrales eléctricas.
Sin embargo, las obligaciones no son iguales para todos los participantes.
Un centro de carga industrial convencional no debe confundirse con una central eléctrica o con un recurso de almacenamiento que participa en servicios de soporte de red. Cada uno tiene requerimientos distintos, sujetos a su clasificación y condiciones de conexión.
Por lo tanto, sería incorrecto afirmar que todas las instalaciones industriales en México están obligadas actualmente a proporcionar soporte dinámico de frecuencia o capacidades Grid Forming.
Lo que sí podemos identificar es una tendencia internacional que conviene considerar desde la planeación de nuevos proyectos, particularmente aquellos que incorporan generación, almacenamiento o infraestructura eléctrica de gran capacidad.
El reto no es solamente instalar más equipos
Desde el punto de vista de ingeniería, esta evolución también obliga a cambiar la manera en que evaluamos las soluciones.
Una instalación que presenta incumplimientos de factor de potencia puede requerir compensación reactiva. Pero si adicionalmente presenta fluctuaciones rápidas de tensión, una solución diseñada exclusivamente para corregir el factor de potencia podría resultar insuficiente.
De forma similar, una instalación con generación renovable puede cumplir con sus límites armónicos y, aun así, necesitar ajustes o capacidades adicionales para satisfacer sus requerimientos de permanencia ante fallas.
Por ello, el análisis debe considerar tanto las condiciones normales de operación como el comportamiento del sistema ante perturbaciones relevantes.
Esto puede involucrar estudios de calidad de energía, flujo de potencia, cortocircuito y simulaciones dinámicas, dependiendo de las características de la instalación y los requisitos aplicables.
También es necesario evaluar la coordinación entre los controles de los distintos equipos. Dos sistemas que funcionan correctamente por separado no necesariamente tendrán un desempeño adecuado cuando operan conectados al mismo bus eléctrico.
En la práctica, la selección entre bancos de capacitores, filtros armónicos, SVC, STATCOM, almacenamiento de energía o convertidores con capacidades avanzadas de control depende de las necesidades particulares de la red.
No todas las aplicaciones requieren las mismas tecnologías ni el mismo nivel de respuesta.
Una nueva manera de entender el cumplimiento eléctrico
Los requerimientos tradicionales de calidad de energía seguirán formando parte del cumplimiento regulatorio. Limitar la emisión de perturbaciones continuará siendo indispensable para la operación segura y confiable de los sistemas eléctricos.
La diferencia es que cada vez adquiere mayor relevancia el comportamiento de los participantes cuando la red deja de operar en condiciones normales.
Esto implica considerar no solamente su impacto en régimen permanente, sino también su capacidad de permanecer conectados, responder de manera controlada y, cuando corresponda, proporcionar soporte al sistema eléctrico.
Para los nuevos proyectos, particularmente aquellos que incorporan generación renovable, almacenamiento o cargas de gran capacidad, vale la pena incorporar esta perspectiva desde las primeras etapas de ingeniería. La pregunta ya no es únicamente cuánto afecta una instalación a la red, sino también qué hace esa instalación cuando la red necesita apoyo.
