í, ya lo hemos comentado. Durante muchos años hablar de transmisión en alta y muy alta tensión fue hablar de torres, kilómetros y voltajes. De derechos de vía. De una red “carretera” que debía ser confiable bajo los principios n1 y n2. Hoy eso sigue siendo cierto. Pero es insuficiente. La red ya no es infraestructura pasiva. Es –digámoslo de nuevo como me enseñó a decirlo una admirable especialista– un organismo vivo. Y en un sistema con más renovables, indispensables para descarbonizar. También para abatir costos. Por lo demás, este organismo vivo debe sostener frecuencia, tensión y continuidad, con márgenes cada vez más finos.
Afortunadamente ya se difunden sustantivos cambios tecnológicos. Corredores de corriente directa y muy alto voltaje (HVDC). Conversiones flexibles de corriente alterna a directa y viceversa (AC/DC). Redes híbridas. Convertidores muy eficientes. Inversores “formadores” de red. Renovados condensadores síncronos para enfrentar adelgazamientos de inercia. Sí, la sociedad debe aceptar la radical transformación de la economía política de la transmisión. Y con ella cambian procesos, plazos, costos, componentes de tarifas reguladas. Nuevos ingresos y nuevos egresos en los proyectos de transmisión, transformación y almacenamiento. Y nuevos conflictos en las localidades de recursos naturales renovables. Y en las vías de acceso y salida de ellas. Ello exige una visión renovada e integral de justicia energética con pobladores.
Para acceder a nuevas formas de expansión de la transmisión “sin torres nuevas”. En muchos países, el verdadero cuello de botella ya no es técnico sino social. Por permisos, derecho de vía, litigios y conflictos sociales. Por eso se alientan estrategias de repotenciación, de reconductorización y refuerzos puntuales en corredores existentes. Y aparece la interesante idea de que la capacidad de las líneas ya no es fija. Con calificación dinámica (DLR), la red puede aprovechar condiciones reales de clima (viento, temperatura) para transportar más cuando se puede y operar más prudentemente cuando se debe. En buen romance, tenemos más capacidad útil con menos “herida” territorial. La digitalización reconfigura y apoya. Subestaciones digitales, fibra, nuevos estándares, automatización y medición de alta resolución permiten observar una red que antes sólo operaba con “visión parcial”. Mi admirada amiga especialista me lo subraya. Con medición fasorial (PMU) y monitoreo de área amplia (WAMS) se detectan oscilaciones interárea y señales tempranas de inestabilidad. La analítica avanzada no sustituye al operador, pero le permite anticipar congestión, problemas de voltaje y señales de inestabilidad, y frente a generación intermitente y volátil, detectar riesgos o colapsos. Tan importante como contar con más capacidad física.
Hay, además, nuevos mecanismos de control rápido en corriente alterna. Si los HVDC concentran la atención, también lo hacen los sistemas con convertidores electrónicos (FACTS como Statcom, SVC y compensación controlada). Hacen posibles el soporte dinámico de tensión, amortiguamiento de oscilaciones y administración de flujos. Con todo esto se opera una transición sustantiva: de más acero a más control. Pero hay, al menos, dos cambios esenciales más. Alta penetración de recursos basados en inversores para fortalecer la inercia y lograr renovado tratamiento de frecuencia, tensión y protecciones. Y nuevas formas de lograr seguridad y confiabilidad, que trascienden las redundancias típicas. Calidad dinámica, con respuestas inmediatas ante perturbaciones. Grid forming. Soporte síncrono y reglas operativas más sofisticadas y, en general, mayor seguridad para enfrentar climas extremos (olas de calor, incendios, huracanes), así como la digitalización. Todo lo anterior nos obliga a pensar en la transmisión como infraestructura expuesta pero viva, que requiere monitoreo de condición, mantenimiento predictivo, planes de restauración y ciberseguridad como parte de su diseño. Es, sin duda, uno de nuestros principales retos. De veras.
