La **inercia** tradicional viene de las masas rotantes de generadores síncronos (nucleares, térmicas, hidráulicas) que giran a 3.000 rpm (50 Hz × 60 s). Cuando hay una perturbación (pérdida súbita de un generador), esta inercia mecánica resiste el cambio de frecuencia dándole al sistema tiempo a reaccionar.
Problema: a medida que aumentan las renovables conectadas vía **inversores electrónicos** (no rotantes), la inercia del sistema disminuye. Sin suficiente inercia: - **La frecuencia varía más rápido** ante perturbaciones. - **Más riesgo de cascadas** de fallos. - **Necesidad de servicios de ajuste más rápidos**.
La **inercia sintética** soluciona esto. Los inversores modernos pueden: - **Detectar cambios de frecuencia** en milisegundos. - **Modificar su inyección de potencia** para simular el comportamiento de un generador rotante. - Funcionar como **soporte virtual** de la frecuencia.
**Aplicaciones**: - **Baterías de gran escala** (BESS): el principal proveedor de inercia sintética futura. - **Inversores fotovoltaicos** con función "grid-forming". - **Aerogeneradores** con tecnología avanzada.
En España, ENTSO-E y REE están estudiando requerir inercia sintética como servicio obligatorio en nuevas instalaciones renovables grandes a partir de 2026-2030. El **apagón ibérico de abril 2025** aceleró este debate.