L'Apagada Ibèrica Vista des de la Distribució

L’apagada del 28 d’abril: més que un problema de mercat, un avís sobre la ceguesa i la manca de coordinació entre transport i distribució.

Molt interessat el paper de Daniel Davi Arderius i Christoph Graf. L'estudi d'esdeveniments està ben identificat i veig encertat el tall mostral a l'octubre de 2025 per evitar contaminar-lo amb la reforma regulatòria. La tesi central és difícilment discutible i està molt ben il·lustrada i no és altre que, el disseny seqüencial zonal europeu encara treballa sobre una premissa de "copper plate" cada cop menys sostenible, i deixa la seguretat en mans d'un redespatx reactiu i discrecional. La quantificació del gir de l'operador després de l'apagada  que va ser afegir més cicle combinat i generació síncrona acompanyat de més retall de renovables, desplaçament del redespatx cap al day-ahead, i més cost i emissions, és el resultat de valor. Ara bé, penso que des de la perspectiva de la distribució, el treball explica molt bé què va fer l'operador de transport i quant va costar, però per desenvolupar o ampliar en un altre estudi, es podria analitzar l'altre meitat del sistema on es va originar i on hi ha bona part de la solució; és a dir, la xarxa de distribució, l'observabilitat dels recursos distribuïts i la coordinació TSO–DSO.

En l'aspecte crític, el marc Ashenfelter–Greenstone és elegant, però penso que atribuir el canvi de comportament a l'aversió al risc endògena de l'operador és discutible. El propi paper reconeix la pressió del regulador i del Govern i la "operació reforçada" imposada després de l'incident. La meva interpretació és que probablement s'observa una restricció institucional i política, més que una tria lliure de l'operador; convé no confondre la funció d'utilitat de l'agent amb el marc que li imposen, i això, des de la meva entesa,  afecta la lectura de tot l'apartat teòric. Penso que sobre l'anualització de ×8760 i extrapolar el coeficient de primavera (que va ser quan es va produir l'incident)  a tot l'any és una hipòtesi no real, perquè la primavera és precisament l'estació pitjor (demanda baixa, excés solar i hidràulic, festius). El fet que l'estimació de llarg termini sigui inferior a la de curt confirma aquesta preocupació, i les xifres (1,3–1,6 B€/any i el cost del CO₂) les he interpretat com a llindar alt i estacionalment esbiaixada, no com un cost anual robust.

Si sorgeix fer una altre treball, aquest podria centrar-se en la distribució la generació connectada a la xarxa de distribució "darrere del comptador". Tota la base de dades és d'àmbit transport (ESIOS/REE, filtrada per tecnologia), però si l'apagada va ser tenir també quelcom amb els Inverters-Based Resources (IBR), donat què, una part molt gran d'aquesta IBR està connectada en MT/BT o és autoconsum. En aquest sentit, el propi paper indica que l'autoconsum fotovoltaic ha crescut fins a ~8,5 GW i que ni tan sols entra en la demanda de mercat. Un episodi de sobretensions i oscil·lacions amb un 64% de generació IBR no es pot entendre del tot sense l'observabilitat i el control a nivell de distribució. El paper ho reconeix de passada quan cita les recomanacions d'ENTSO-E sobre observabilitat de petita RES i coordinació TSO–DSO, però no ho desenvolupa. Lligat amb això, els autors ho plantejen com un trade-off gairebé binari; és a dir, o més gas i retall, o més renovable i risc, quan des de la meva opinió i, des de l'òptica de xarxa intel·ligent aquesta frontera és desplaçable cap a un control de tensió i la potència reactiva, que són el nucli tècnic de l'apagada alhora, són cada cop més un problema local que es pot gestionar amb capacitat reactiva de la pròpia IBR, convertidors grid-forming, STATCOM distribuïts, emmagatzematge en MT/BT i flexibilitat de demanda. En el fons, el redespatx és més un símptoma que una malaltia. Gràcies a les dades del propi annex què, mostren que la capacitat de línies i transformadors a penes ha crescut mentre la solar s'ha multiplicat, sovint lluny de la demanda, de manera que el cost de redespatx és en bona mesura la factura d'un dèficit de planificació, d'observabilitat i de flexibilitat, més que un simple defecte d'algoritme de mercat.

Penso que, l'apagada no només és una fallada de disseny de mercat majorista, sinó també com una fallada de coordinació i d'observabilitat a la interfície TSO–DSO. Gran part dels IBR que van "disparar-se" és invisible per a l'operador de distribució i de  transport, i en base a l'experiència de xarxes rurals febles on els pettis distribuïdors  operen,  el control local de tensió i la monitorització en temps real a distribució permetrien esmorteir pertorbacions abans que escalin; aquest és un enabler que el paper no nomena. La flexibilitat distribuïda és, a més, una alternativa estructural al redespatx com serien, bateries en MT/BT, capacitat reactiva dels IBR amb consigna de tensió (no factor de potència fix, com  lespassava a Espanya i sí a Portugal), agregació de DER, resposta de demanda i càrrega bidireccional de VE poden reduir volums de redespatx de manera permanent i no reactiva, i incorporar-les trencaria el dilema binari del paper. Hi ha, finalment, un angle de política europea de distribució rellevant que és la revisió dels Connection Network Codes (la consulta de juliol de 2026 que el paper cita) hauria de donar rol efectiu a DSO i a la petita IBR en el control de tensió, i aquí, sense dubte la posició de l'EU DSO Entity i de GEODE és directa donat que, no n'hi ha prou amb harmonitzar estàndards de transport, cal habilitar serveis de tensió i flexibilitat a distribució i coordinar-los amb el TSO. 

Com a idea per a una futura versió, complementaria les dades d'ESIOS amb indicadors d'àmbit distribució com seria l'observabilitat dels DER, capacitat reactiva disponible en MT, penetració d'autoconsum per zona  i, amb mètriques de coordinació TSO–DSO, cosa que permetria testar si part del sobrecost de redespatx post-apagada és atribuïble a un dèficit d'observabilitat i flexibilitat a distribució, i no només a l'aversió al risc de l'operador de transport.

M'ha agradat molt el paper i, comparteixo que caldria integrar les restriccions físiques al clearing i millorar la planificació, tot i que si hi ha un nou treball, es podria afegir que, el camí més cost-efectiu i realista en el context europeu passa tant o més per la distribució intel·ligent, l'observabilitat i la flexibilitat local i la coordinació TSO–DSO que per la transició al Locational Marginal Pricing. L'apagada del 28 d'abril no va ser només un problema de mercat majorista;  va ser també un avís sobre com de cega i poc coordinada està encara la part del sistema on avui es connecta la major part de la renovable.

Ramon Gallart

Les Xifres Manen, però la Xarxa Decideix

Desprès de llegir l'article "Les alternatives al Plater" de Joan Vila  (15/08/2026) aporto una mirada de la generació connectada a la xarxa de distribució i les xarxes intel·ligents que hauran de fer el distribuïdors, a propòsit de les més de 12.000 al·legacions al PLATER.

Hi ha una manera fàcil de discutir sobre transició energètica i és la de les bones intencions i les imatges evocadores i una altre manera que és més difícil com son els teravats-hora, els euros i la viabilitat tècnica. L'article de Joan Vila té el mèrit, poc habitual en el debat públic català, d'escollir la segona. I convé dir-ho d'entrada. Sense dubte, fa bé.

El primer encert de l'article és desmuntar amb dades el tòpic segons el qual "ja n'hi ha prou amb les teulades". Vila recorda que el potencial fotovoltaic realista dels teulats residencials, un cop descomptades orientacions i ombres, ronda els 3,7 GW  és d'uns 4 TWh anuals,  davant dels 120 TWh que Catalunya necessitarà el 2050. I afegeix la lletra petita que sovint s'oblida que no és altre que la uralita per retirar, cobertes de sandvitx de poliuretà vetades per les asseguradores, estructures que no aguanten el pes dels panells i naus llogades on el propietari i qui hi opera no coincideixen. Aquesta és, precisament, la mena de realitat de camp que qualsevol persona que hagi treballat en distribució elèctrica reconeix a l'instant. És a dir, entre el potencial teòric i el megawatt connectat hi ha un gap d'enginyeria, de dret i de finançament.

El mateix rigor aplica a les "alternatives imaginatives" plaques a les mitjanes d'autopista o cobrint calçades senceres, on el cost per MWh es dispara fins a xifres irrealitzables. L'exemple del canal Segarra-Garrigues és honest fins i tot quan no li convé ja què, reconeix que, malgrat els beneficis afegits (menys evaporació, control d'algues), avui no seria rendible sense una subvenció notable. Aquesta és la diferència entre un tècnic i un predicador. 

El tècnic ensenya també els números que no li agraden.

Aquesta discussió no és acadèmica; arriba just quan el PLATER, el pla territorial que ha de decidir on van les renovables fins al 2050, acumula més de 12.000 al·legacions, més de 300 ajuntaments en contra i la petició d'una moratòria per part de sindicats agraris i entitats territorials. El conflicte, convé subratllar-ho, no és tant si cal més renovable com on situar-la, amb quin impacte sobre el sòl agrícola i el paisatge, i amb quanta capacitat de decisió per als municipis. És un debat legítim i necessari. 

Però és també un debat que corre el risc de quedar atrapat en el "no aquí" i oblidar el "llavors on".

Aquí resulta especialment lúcida l'aportació de Josep M Salas, en la seva entrevista a 3CatInfo, celebra que hi hagi debat, però avisa que el PLATER només afronta una part petita del problema i que Catalunya ha de decidir si vol jugar de veritat en política energètica o si es conforma amb una solució de baix vol, gairebé domèstica. És la mateixa advertència que, des d'un altre angle, fa Vila contra el "n'hi ha prou amb les teulades".

Confondre l'autoconsum que és desitjable i necessari, amb la solució completa és quedar-se a mig camí quan Catalunya ja arrossega el llast d'estar a la cua d'Europa en renovables.

El debat "parcs a terra contra teulades o, decreixement" és, en el fons, un fals trilema. La transició no es juga només en on produïm energia elèctrica, sinó en com els gestionem. 

Un país pot tenir la potència renovable sobre el paper i, tot i així, no poder-la aprofitar si la xarxa de distribució no està preparada per acollir milers de punts de generació intermitent, si no hi ha flexibilitat de demanda, ni emmagatzematge, ni capacitat d'evacuació. Des del meu punt de vista, el coll d'ampolla real, sovint invisible tant en el text de Vila com en les al·legacions al PLATER, és la xarxa donat què, la seva digitalització, la seva capacitat d'allotjar generació distribuïda farà que possible convertir el consumidor passiu en un actor actiu; però no gratis.

Aquí és on les comunitats energètiques locals i l'autoconsum agregat no són una alternativa als parcs, sinó la peça que els fa sostenibles socialment i tècnicament. No es tracta d'escollir entre grans plantes i teulades, sinó d'orquestrar-les. Vull dir, els grans parcs per a la potència de base renovable, generació connectada a la xarxa de distribució i comunitats per acostar producció i consum, i una xarxa "realment" intel·ligent (no altament automatitzada) que ho cusi tot amb dades en temps real. Aquesta la veig també, com una via per desactivar bona part del rebuig territorial.

Si el municipi que acull generació en percep el retorn; a través de comunitats energètiques, tarifes o participació, deixa de sentir-se un simple "lloc on posar plaques" i passa a ser part de la solució, que és precisament el que reclamen molts dels alcaldes que avui s'hi oposen. El model centralitzat pur reprodueix l'arquitectura de sempre; el valor competitiu del país vindrà de combinar-lo amb el distribuït.

Vila encerta que esmenta que avui capturem 266 TWh d'energia primària per fer-ne servir 161, amb prop del 40% de pèrdues. Electrificar usos no és consumir més i pitjor, és consumir molt millor. Que el 2050 en calguin uns 120 TWh en lloc de 266 no és cap paradoxa. De fet, és el que passa quan substituïm la combustió per l'electricitat directa. I aquí la digitalització torna a ser clau, perquè l'eficiència no s'aconsegueix només amb millors màquines, sinó gestionant intel·ligentment quan i com es consumeix. La rèplica al decreixement és, potser, la part més valenta del text ja que, posa sobre la taula què significaria en termes de PIB per càpita reduir la demanda "per fer contents els extremistes" obliga cadascú a assumir el cost real de la seva proposta. No és demagògia, és responsabilitat.

L'article de Vila és una bona peça de pedagogia energètica precisament perquè renuncia a la comoditat de l'eslògan, i les 12.000 al·legacions demostren fins a quin punt aquesta pedagogia és urgent. Comparteixo el seu diagnòstic i la seva crida a decidir amb els peus a terra, i el matís de Salas l'eixampla en la direcció justa per fer possible que el PLATER sumi però no pot ser la fi del debat. 

Hi afegiria una convicció professional que crec que uneix totes dues mirades. El debat no s'ha de tancar en quants parcs ni en quines teulades, sinó obrir-se cap a quina xarxa els sostindrà i quin paper hi tindran els territoris que els acullen. La transició no la guanyarà qui tingui més panells, sinó qui sàpiga integrar-los. L'esperança, com diu la cita de Francesc Torralba que recull l'article, té durícies a les mans. En el nostre sector, aquestes durícies es diuen enginyeria, dades i xarxa.

Ramon Gallart

La Bateria Residencial ha Deixat de Ser una Decisió de Casa

El creixement del 99% en bateries no és una moda de consum, sinó el primer símptoma d'un canvi de model.

És a dir, l'emmagatzematge residencial deixa de ser un actiu privat per convertir-se en un recurs de tot el sistema. La qüestió ja no és si surt a compte a casa, sinó qui sabrà regular i operar aquesta flexibilitat repartida per les teulades.

Fa dies que dono voltes a una dada que aquesta setmana publicava El Periódico de la Energía i que, llegida des de la xarxa de distribució, diu molt més del que sembla. Mentre el 2025 l'autoconsum fotovoltaic es refredava en un 3,7% menys de potència instal·lada, amb el residencial caient un 17%, les bateries creixien un 99% i ja són el 61% de les noves instal·lacions residencials. L'article ho resol amb una frase que n'estic d'acord: 

L'emmagatzematge és la peça que decideix la rendibilitat de l'autoconsum.

Però em sembla que ens quedem curts si tanquem aquí la conversa, perquè aquesta xifra no ens parla només de plaques i de factures. Ens parla, sense dir-ho, del model energètic que estem construint.

Avui, quan un client instal·la una bateria, la rendibilitat encara es calcula a l'escala de la seva llar i no és altre que la de guardar l'excedent del migdia per gastar-lo al vespre, retallar puntes per no haver d'apujar la potència contractada, tenir un respatller després de l'ensurt que ens va deixar l'apagada d'abril de 2025. Tot això és cert, és tangible i explica bona part del creixement. Però és una lògica encara defensiva i no és altre que la d'estalviar i protegir  i, si m'ho permeteu, és només la meitat de la història. Perquè el que de veritat està passant va més enllà. És a dir, la bateria d'un habitatge està deixant de ser un actiu privat per convertir-se en un recurs distribuït amb valor per a tot el sistema (oportunitat per l'agregador i el comercilitzador). I aquest canvi de naturalesa, encara que el client no ho percebi, ho canvia tot.

Ho dic des de l'ofici. En un model centralitzat, la resposta a més demanda i més generació sempre ha estat la mateixa. Invertir en més coure, més obra, més reforç de xarxa. És un model conegut, però que reprodueix les inèrcies de sempre i no ens fa més competitius com a país. La transició que ve no s'assembla a això. S'assembla, més aviat, a una xarxa que aprèn a gestionar milers de recursos petits i repartits pel territori. Per això, quan defensava en un article anterior les connexions flexibles amb emmagatzematge, no parlava d'un tecnicisme; parlava d'una manera diferent d'entendre la infraestructura. Una connexió flexible amb bateria és, moltes vegades, l'alternativa intel·ligent a mesos d'obra i a un reforç de línia que potser només caldria unes poques hores l'any. Aquesta és la nova llum regulatòria que necessitem. 

La normativa ha de reconèixer que la flexibilitat local val diners i val estabilitat, i que el distribuïdor la pugui contractar per gestionar congestions i tensió, tal com ja apunta el Paquet d'Energia Neta.

El que faltava per tancar el cercle era donar valor de mercat a tota aquesta flexibilitat menuda i dispersa, i és exactament el que ha començat a arribar. El Reial Decret 88/2026 desplega  la figura de l'agregador independent, i el marc que descrivia fa poc Energía Estratégica n'acaba de definir les regles i son les de compensar l'energia mobilitzada al 100% del preu diari, centralitzar les liquidacions en l'operador del sistema i permetre diversos contractes de subministrament sobre un mateix punt. 

Sona a lletra petita, però és el mecanisme que converteix una bateria de "cost per estalviar" en "inversió per ingressar". 

La mateixa bateria que avui només retalla la punta d'una família demà podrà oferir resposta activa de la demanda, regulació o arbitratge horari a través d'un agregador. Per primera vegada, aquell qui és petit deixa d'estar condemnat a ser irrellevant per al mercat.

I és aquí on el debat que plantejava en Roger Pasola Dolader a pren una altra dimensió. La pregunta de sempre "poso bateries o no?" l'hem respost durant anys amb la calculadora de l'estalvi domèstic, i ell, des d'UNEF, ha estat honest recordant que en emmagatzematge, a diferència de la fotovoltaica, els incentius encara hi tenen sentit. Hi estic d'acord, però hi afegiria un matís que em sembla decisiu i és què, cada cop més la resposta serà que sí, però per un motiu que fins ara no hi era. Deixarem de posar bateries només per abaixar la factura i les posarem, també, perquè participen en el sistema i generen ingressos. Qui compri avui un equip mirant únicament l'autoconsum es pot estar deixant, sense saber-ho, bona part del retorn de la vida útil de l'actiu.

No vull, però, dibuixar un futur sense fricció, perquè seria faltar a la veritat de qui trepitja la xarxa cada dia. Perquè tot això funcioni, qualsevol bateria que es connecti d'ara endavant hauria de portar de sèrie un sistema de gestió amb doble comandament començant primer per el client, després el mercat  i comunicacions compatibles amb l'operador; sense interoperabilitat, l'agregació es queda en el paper. Encara esperem el Reial Decret d'Autoconsum i Emmagatzematge Distribuït i els procediments operatius que hi han de posar xifres, i mentre no arribin conviurem amb incertesa. I hi ha una tensió que cal resoldre des de laperpectiva de distribuïdor i no és altre que, la coordinació entre l'agregador, que optimitza per preu, i la xarxa, que ha de garantir el subministrament. Si tots els actius d'un barri s'activen alhora perquè el mercat diari ho premia, la congestió la gestionem nosaltres. Necessitem senyals locals i mercats de flexibilitat de distribució que dialoguin amb els serveis de balanç, no que hi competeixin a cegues. Res d'això s'improvisa, i les primeres empreses que ho tinguin resolt seran les que capturaran més anys de retorn.

Pere acabar esmentar que, jo llegeixo aquell 99% no com una moda de consum, sinó com el primer símptoma d'un canvi de model que fa temps que reclamem. Empreses dels sector que van néixer fa més d'un segle generant la seva pròpia energia amb els salts d'aigua, i avui tinguin xarxa intel·ligent al territori i comunitats energètiques en marxa; en cert sentit, aquest món distribuït sempre els ha estat familiar i el seu àmbit. Per això no em conformo amb dir que la bateria decideix la rendibilitat de l'autoconsum. M'agrada més pensar-ho al revés i és que la manera com regulem i operem aquesta flexibilitat que tenim repartida per les teulades o demanda acabarà decidint quina mena de país energètic volem ser. I m'agradaria, sincerament, que fóssim el que ha sabut convertir milers de decisions petites en una xarxa comuna, més eficient i més justa.

Ramon Gallart