“Todos tenemos la ilusión de que el tomacorriente o el interruptor son artefactos casi mágicos. Uno aprieta el botón y se prende la luz o se calienta el agua, y a nadie se le ocurre esperar que pase algo diferente”, explicó Álvaro Giusto, director del Instituto de Ingeniería Eléctrica de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de la República (Udelar). Sin embargo, detrás de esa simpleza cotidiana se esconde un sistema complejo que funciona con una sorprendente eficacia, la cual solo se advierte cuando se ve perturbada.

El apagón masivo en España y un episodio reciente en Montevideo ponen en evidencia la complejidad y vulnerabilidad de estas infraestructuras. El 28 de abril de 2025, España experimentó un apagón sin precedentes que dejó sin electricidad a más de 50 millones de personas en la península ibérica. El corte, que duró varias horas, paralizó servicios esenciales como trenes, metro y telecomunicaciones, y generó pérdidas económicas estimadas en 400 millones de euros. Todavía se desconoce la causa.

En Montevideo, el 15 de mayo, una falla en el sistema de alta tensión dejó sin suministro eléctrico a más de 150.000 usuarios. El corte de luz duró más de una hora. En comparación, no fue nada grave. Pero Uruguay ya vivió un episodio como el español en 2019, cuando una caída en la red argentina provocó la pérdida del sincronismo de toda la red interconectada. El resultado fue un corte total en todo Uruguay, casi toda Argentina, parte de Paraguay y parte de Chile. A pesar de su magnitud —que afectó a más de 50 millones de personas—, pocos lo recuerdan hoy porque, según Andrés Ferragut, catedrático de Redes y Sistemas de Comunicación de la Facultad de Ingeniería de la Universidad ORT, “la respuesta de UTE fue extremadamente rápida”.

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Giusto coincidió: “Tenemos un servicio de energía eléctrica excelente, con alta disponibilidad y que nunca es un problema salvo contadas excepciones”. Pero esa estabilidad no es fruto de la casualidad, sino de una permanente vigilancia y respuesta ante las fallas. “La resiliencia del sistema reside en que haya dispositivos que detectan esas fallas y que toman acciones correctivas”, detalló.

Salvo en casos de eventos climáticos extremos o fallas esporádicas, los cortes son tan fugaces que no dejan huella en la memoria colectiva. Sin embargo, el país no está libre de sufrir eventos como el español. Ante esto, ambos expertos destacan que el sistema eléctrico uruguayo no solo presenta ventajas, sino que cuenta con el respaldo de la investigación académica para anticipar fallas y, si ocurren, asegurar una respuesta ágil.

Foto: Estefanía Leal/El País.

La red eléctrica es como un gran ballet: centenares de generadores sincrónicos giran a la misma velocidad, perfectamente sincronizados aunque estén dispersos a miles de kilómetros y no haya conexión mecánica directa entre ellos. Gracias a los vínculos eléctricos, estas enormes masas giratorias se mantienen en sincronía y su inercia colectiva estabiliza la frecuencia de 50 hertz que llega a nuestros hogares. Esa inercia compartida les da resiliencia: si una máquina se ve afectada por un problema local, la red la ayuda a retomar su velocidad para no salirse de paso.

El reciente apagón en España lo ilustra bien. Aunque aún no se sabe qué lo provocó, está claro que una falla inicial desencadenó un efecto dominó en la red eléctrica. Cuando surge una perturbación —como un exceso o falta de oferta o demanda—, la frecuencia se desvía. Si el desvío es grande, los generadores se desconectan automáticamente para protegerse, lo que agrava la inestabilidad y puede generar cortes masivos.

Ferragut comparó este equilibrio con un juego de cuerdas: “Imaginemos a muchos niños tirando de cuerdas conectadas. Si uno suelta, los demás tienen que ajustar al instante. Pero en la red eléctrica, ese ajuste ocurre en segundos y sin intervención humana. Si no logra adaptarse, se produce un fallo en cascada que deja a todos sin energía”.

El panorama está cambiando con la creciente participación de las energías renovables, en particular la eólica y la solar. Estas no aportan inercia como lo hacen las grandes máquinas sincrónicas. Entonces, en términos reactivos, “tenemos menos inercia que hace 20 años”, advirtió Giusto.

Su grupo de investigación en la Facultad de Ingeniería de la Udelar trabaja precisamente en ese “lado B” de la generación eólica, desarrollando estrategias de control —conocidas como inercia sintética— que permitan a los generadores eólicos comportarse, al menos temporalmente, como las máquinas convencionales. “Durante unos segundos, estos generadores pueden aportar un poco más de energía para ayudar a la red a mitigar problemas”, explicó. Según un proyecto conjunto entre UTE y la Udelar, esta estrategia podría mitigar la escasez de inercia y fortalecer la estabilidad de la red.

Con la demanda eléctrica global en aumento —impulsada por la climatización y los centros de datos—, Ferragut insistió en que la comunidad científica debe seguir investigando cómo mantener la estabilidad de la red sin comprometer la transición energética. Destacó que Uruguay, al ser un territorio pequeño, tiene más facilidad de gestión y cuenta con técnicos muy preparados. En la Universidad ORT, por ejemplo, se investiga cómo mejorar el control de los inversores —los dispositivos que convierten la energía solar para la red— y darles más inercia para ayudar a estos desafíos.

Además, se están explorando soluciones como las baterías a gran escala, que pueden compensar los picos de demanda y darle más estabilidad a la red. “Necesitamos más ingenieros y más investigadores para seguir innovando. Y aprovechar estos eventos como recordatorio de que la electricidad no es algo garantizado: no siempre que vaya a enchufar algo en la pared, voy a tener 130 voltios y 50 hertz. Para que eso ocurra, tiene que haber toda una cadena de gente, recursos humanos, materiales y equipos”, dijo.

Rubén Chaer, gerente de Técnica y Despacho Nacional de Cargas de la Administración del Mercado Eléctrico, destacó que la clave para evitar apagones radica en la anticipación: “El sistema (uruguayo) tiene dos ‘robots’ que analizan constantemente qué puede pasar en los próximos días u horas. Esto permite ajustar la respuesta ante cualquier evento inesperado”.

Gracias a herramientas avanzadas de simulación y a la colaboración entre UTE y la academia, Chaer sostuvo que Uruguay ha logrado anticipar los desafíos que trae la generación renovable y reforzar la capacidad de respuesta. “Hasta 2035 no tenemos grandes problemas en el horizonte, pero estamos constantemente afinando los modelos para decidir si serán necesarias más baterías o nuevas máquinas térmicas”, explicó.

Giusto recordó que, además de estos desarrollos tecnológicos, “el trabajo de un montón de técnicos” es esencial para mantener en pie al sistema eléctrico. “Lo que decimos que parece magia —que uno aprieta el botón y sale la luz— en realidad son las personas”, concluyó.