El mercat elèctric espanyol és un entramat complex i dinàmic que funciona com una orquestra on cada instrument, des de la generació fins al consum, ha d’estar perfectament sincronitzat.
El seu funcionament comença al mercat diari, convocat per OMIE, on s’estableixen els preus de l’electricitat per al dia següent segons l’oferta i la demanda. A partir d’aquí, Red Eléctrica de España (REE) publica el Programa Base de Funcionament (PBF), una planificació econòmica que marca quina energia es generarà i quina es consumirà, sense considerar encara les limitacions tècniques del sistema.
L’endemà, amb les ofertes de restriccions tècniques i regulació secundària, aquest programa s’ajusta per garantir que la planificació sigui viable i estable, donant lloc al Programa Viable Provisional (PVP). Durant el mateix dia del lliurament, els mercats intradiaris permeten reajustar la producció i el consum en funció de les condicions reals del sistema, publicant-se successivament els Programes Horaris Finals (PHF), que afinen el balanç entre oferta i demanda. A poques hores de l’execució, REE assumeix el control total, aplicant serveis de balanç i restriccions en temps real per assegurar la continuïtat i la fiabilitat del subministrament. Finalment, amb el Programa a 48 hores (P48) i el procés de liquidació, es comprova si els actors han complert els seus compromisos i, en cas contrari, es calculen desviacions i penalitzacions.
Aquest mecanisme, que sembla mecànic i previsible, va quedar sacsejat per l’apagada massiva del 28 d’abril de 2025, un dels esdeveniments més importants o el que més, de la història recent del sistema elèctric ibèric. En menys de cinc segons, la península va perdre prop de 15 GW de generació, fet que va provocar una caiguda generalitzada de la freqüència. L’efecte dominó va portar a la desconnexió de la xarxa ibèrica, deixant sense subministrament milions de llars i empreses durant hores a Espanya i Portugal i una zona petita del sudo-est de França. Encara que la major part de la potència es va restablir en poques hores, l’incident va posar de manifest una vulnerabilitat estructural: van sorgir conceptes com la manca d’inèrcia i flexibilitat del sistema, especialment en un context de transició energètica on la generació renovable, per la seva naturalesa no síncrona, guanya pes mentre disminueix la generació convencional capaç de mantenir l’estabilitat dinàmica del sistema.
L’impacte d’aquest incident va anar més enllà de la interrupció puntual. Es van impulsar una sèrie de reformes estructurals que van culminar en el Reial Decret-llei 7/2025, no aprovat. Aquest decret introdueix mesures urgents per reforçar la seguretat del sistema elèctric i millorar la coordinació entre el mercat i l’operació tècnica. Entre les novetats més destacades hi ha l’augment de la supervisió i la transparència: les empreses generadores han de proporcionar informació més precisa sobre la seva capacitat real de resposta i control de tensió, i la CNMC té ara competències reforçades per inspeccionar i sancionar incompliments. Paral·lelament, es promou el desenvolupament accelerat d’infraestructures d’emmagatzematge d’energia, bateries i sistemes híbrids. Aquesta aposta permet que els mercats intradiaris i de balanç disposin de més recursos flexibles, capaços de respondre en segons a les fluctuacions de la demanda i evitar desequilibris com els que van precipitar el blackout.
Un altre canvi fonamental és la responsabilitat compartida entre generadors i operadors que utilitzen infraestructures comunes d’evacuació. A partir del decret, aquests agents responen solidàriament davant del sistema si es produeixen fallades que afectin la xarxa. Això eleva el nivell d’exigència en les etapes de restriccions tècniques i de liquidació, on qualsevol desviació o error de coordinació pot implicar sancions. REE, per la seva banda, està obligada a revisar els seus procediments d’operació i planificació, incloent-hi la gestió de tensions i la coordinació amb les xarxes de distribució, per assegurar que els programes de funcionament (PBF, PVP, PHF i P48) no només siguin econòmicament òptims, sinó també tècnicament robustos.
En la pràctica, aquestes reformes han suposat un canvi de paradigma. El mercat elèctric espanyol, que fins ara prioritzava criteris econòmics per maximitzar l’eficiència, ha d’integrar ara una dimensió tècnica i de seguretat molt més present. Les ofertes al mercat diari i intradiari no només han de ser rendibles, sinó també segures i fiables; els ajustos tècnics deixen de ser un tràmit per esdevenir una eina essencial de prevenció; i la liquidació final ja no només mesura desviacions de preu, sinó també desviacions de rendiment operatiu. En altres paraules, després del 28 d’abril de 2025, la frontera entre economia i enginyeria elèctrica s’ha esvaït: la fiabilitat del sistema és ara una variable econòmica més.
Aquesta nova etapa reflecteix una maduresa necessària per a un sistema en transformació. Amb una penetració creixent de renovables, un increment de la demanda elèctrica per l’electrificació de sectors i una dependència cada cop més forta de les interconnexions internacionals, Espanya i Portugal afronten un repte majúscul: garantir un subministrament net, assequible i segur. El blackout va ser un avís contundent, però també un punt d’inflexió. Avui, el mercat elèctric espanyol, no és només un mecanisme per assignar preus, sinó una arquitectura crítica per preservar la seguretat energètica del país i la confiança dels seus ciutadans en la xarxa que els connecta.
Ramon Gallart