L'Hidrogen als Vaixells. Una Lectura des de Catalunya

Quan es parla de descarbonitzar el transport marítim, el pes de les xifres acostuma a passar desapercibut.

El sector mou més del 80% del comerç mundial i emet entre el 2,7% i el 3% del CO₂ global. Sembla poc fins que es recorda que cap altra activitat mou tanta mercaderia amb tan poca alternativa a un combustible fòssil pesant. En aquest context, una revisió publicada el 2025 a MDPI per Alavi-Borazjani, Adeel i Chkoniya ha tornat a situar l'hidrogen al debat. L'estudi, repassa com es produeix l'hidrogen, com es pot fer servir per moure un vaixell, quines emissions evita, què costa i quins projectes pilot ja existeixen. Per a un país com Catalunya, amb dos ports de primer ordre i una aposta declarada pels gasos renovables, no és quelcom extrany. El que es decideixi sobre els combustibles marítims acabarà passant per Barcelona i Tarragona.

Els autors parteixen d'una idea que, des del meu punt de vista, costa de rebatre. L'hidrogen, usat en piles de combustible o en motors, no emet CO₂, ni òxids de sofre ni partícules en el punt d'ús, i si es produeix per electròlisi amb renovables, la seva petjada al llarg del cicle de vida és molt baixa. El treball detalla totes les combinaciones, des de l'hidrogen gris, obtingut del gas natural i responsable de la gran majoria de la producció actual, fins al verd, passant pel blau amb captura de carboni o el turquesa per piròlisi de metà. Recorre també les tecnologies de propulsió, des de les piles de membrana de bescanvi de protons, les més madures, fins als motors d'hidrogen i les turbines. Hi afegeix un llarg catàleg de projectes, del ferri noruec MF Hydra a vaixells d'investigació i remolcadors al Japó. La conclusió és que la fórmula més flexible passa per combinar amoníac com a combustible principal i hidrogen verd en sistemes híbrids. El document reconeix, això sí, els obstacles i és, la baixa densitat energètica per volum, els costos de producció, la manca d'infraestructura de bunkering i una regulació encara dispersa.

Fins aquí, l'estudi és un bon mapa. El que cal m'ha fet preguntar-me és si el territori sobre el qual s'aplica correspon a la realitat catalana, i la resposta és que en part sí. El Port de Barcelona ja ha adjudicat una hidrogenera a SympH2ony, una joint venture que, segons el mateix Port, invertirà 20 milions d'euros i podrà arribar a produir 540 tones anuals d'hidrogen verd. L'equipament s'ubicarà a la ZAL Port i servirà camions, autobusos i maquinària de terminals. Al seu costat hi ha l'H2BCNHUB, un hub de 20 MW alimentat amb fotovoltaica i aigua residual tractada, que podria abastir uns 300 camions de pila de combustible i que forma part d'una xarxa de quatre hubs que es vol estendre a Saragossa, Madrid i València. En paral·lel, Enagás prepara una xarxa troncal catalana d'uns 275 km que afectarà 89 municipis, entre els quals 30 de Barcelona i 59 de Tarragona. De la regasificadora de Barcelona sortirà, si arriba a bon port, el BarMar, un hidroducte submarí d'uns 400 quilòmetres fins a Marsella, amb capacitat de transportar fins a dos milions de tones anuals i integrat en l'H2Med. Tant la xarxa troncal espanyola com l'H2Med han conservat l'estatus de Projecte d'Interès Comú de la Unió Europea. A Tarragona, finalment, s'ha anunciat una planta de 25 MW a La Boella, a Reus, amb una producció prevista de 1.250 tones anuals, una informació que convé prendre amb prudència mentre no hi hagi tancament financer.

Sobre el paper, tot això dibuixa un país en moviment. Per això convé aturar-se en els punts on el relat de l'estudi, i el que se'n pot deduir per a casa nostra, ensopega amb les dades. El primer és l'escala. Bona part dels projectes que es citen com a prova de viabilitat són de potències modestes. Per exempel, embarcacions amb dues piles de 5 kW, una balena-watching amb una pila de 10 kW com a generador auxiliar, un sistema mòbil de 30 kW. L'estudi mateix admet que les piles actuals no són adequades per a vaixells grans i d'alta potència. Passar d'aquests demostradors a un granelet oceànic de 20 MW, com els que contempla algun projecte, no és un pas natural, sinó una altra tecnologia, un altre finançament i un altre nivell de risc. Si el relat no ho diu amb claredat, s'indueix a pensar que és només qüestió de temps.

El segon punt és l'economia, on l'estudi diu més del que conclou. El text recull que el cost total de propietat d'un portacontenidors d'hidrogen pot superar el doble del d'un de dièsel amb hidrogen a 4 dòlars el quilo, i que el combustible suposa prop del 87% d'aquest cost. També que un remolcador té un cost un 28% superior i que un ferri podria arribar a la paritat només si redueix l'autonomia d'hidrogen que porta a bord. Els llindars de competitivitat que s'hi citen tampoc coincideixen: 5 dòlars el quilo segons un treball, 3,3 segons un altre. I el rang del cost de l'hidrogen verd, d'1,12 a 16,06 euros el quilo, és tan ample que serveix de poc per decidir una inversió. Amb aquest material, afirmar que les perspectives econòmiques són molt encoratjadores és més un acte de fe que una deducció. Jo les qualificaria de condicionals: depenen d'una electricitat renovable molt barata, d'una caiguda notable del cost dels electrolitzadors i d'un preu del carboni que encara no existeix al nivell necessari.

Hi ha també algunes tensions internes ja que l'estudi sosté que l'hidrogen supera l'amoníac i el metanol en impacte ambiental, però acaba recomanant l'amoníac com a combustible principal. Defensa que el seu baix pes permet transportar més càrrega, mentre que en un altre punt reconeix que els tancs criogènics són de dues a tres vegades més cars que els de gas natural liquat (GNL) i ocupen molt més espai, la qual cosa obliga a bunkerar molt més sovint o a sacrificar bodega. Són matisos que no invaliden el treball, però que expliquen per què cal llegir-lo com una ressenya de possibilitats i no com una guia d'inversió.

El món real, a més, no ha esperat l'article per posar a prova aquestes promeses. Ni ha advertit públicament que ara per ara cal evitar invertir en hidrogen i amoníac per al transport marítim, pels costos i per les inversions que exigirien vaixells i ports. Ørsted va aturar la construcció de FlagshipONE, un projecte de 55.000 tones anuals d'e-metanol a Suècia que es presentava com el més gran d'Europa, i va assumir una pèrdua d'uns 220 milions de dòlars. Segons Westwood, el desembre del 2024 ja hi havia 23 projectes d'hidrogen verd a Europa cancel·lats o aturats, més del 20% de la cartera regional. L'anàlisi de GlobalData apunta al mateix: el ritme de desenvolupament de l'amoníac i el metanol de baixa emissió s'alenteix i el seu paper dista de ser garantit. Fins i tot els qui han apostat més fort pel metanol, com Maersk, han vist que les primeres operacions es feien amb biometà perquè l'e-metanol era massa car. Els professionals del sector, per la seva banda, apuntaven que ni l'EU ETS ni una futura taxa de l'OMI no tancaran la distància de preus fins ben entrats els anys trenta.

Aquesta última qüestió ens porta al marc regulatori, que és on l'estudi, publicat el març del 2025, ha envellit pitjor. El text dona per fet que l'OMI serà el gran impulsor, però l'octubre del 2025 el comitè de protecció del medi marí va decidir ajornar un any l'adopció del Marc de Zero Net, amb 57 estats a favor de l'ajornament, 49 a favor de votar-lo i 29 que s'abstenien o no eren presents. Aquest marc preveia un estàndard global de combustible i un mecanisme de preu de les emissions, i havia reunit un ampli suport en la votació de principi d'abril del 2025. L'ajornament es va produir enmig de fortes pressions polítiques, amb amenaces de sancions als països que el recolzessin. La decisió definitiva s'ha reprogramat per a finals del 2026; el ministeri finlandès de Transport la situa al novembre, mentre que altres fonts parlen d'octubre o desembre, de manera que convé comprovar-ho abans de donar res per tancat. Mentrestant, l'Europa del EU ETS i del FuelEU Maritime ja imposa obligacions al sector, però, com adverteixen els juristes, regular sense els grans actors a bord crea risc polític i inestabilitat. Un armador no decideix una inversió a trenta anys sobre aquesta base.

Una lectura honesta des de Catalunya no pot ignorar tampoc que el Port de Barcelona és, alhora, un cas de pragmatisme. Fa pocs anys va estrenar el primer vaixell de subministrament de GNL construït a Espanya, el Haugesund Knutsen, i va justificar l'operació amb l'objectiu de reduir les seves emissions de carboni un 50% el 2030. No és una contradicció amb l'aposta per l'hidrogen, sinó la prova que la transició es fa per etapes i que els combustibles intermedis ocupen espai mentre maduren els definitius. Tampoc no és casual que el memoràndum entre el Port i Enagás per impulsar projectes d'hidrogen se signés al costat de la presentació d'aquest bunker de GNL.

I tanmateix, a la banda de terra la dificultat és una altre. És adir no és tècnica, sinó de governança. Un editorial recent de Diari Més recorda que la Vall de l'Hidrogen del Sud de Catalunya, presentada fa dos anys amb el suport de la Generalitat, d'Enagás i de Repsol, es troba en un punt mort, sense calendari d'execució. És un senyal d'alerta, perquè una xarxa de 270 quilòmetres només té sentit si hi ha demandes compromeses a cada extrem, com la indústria petroquímica de Tarragona o el propi port. Alhora, l'obertura dels plans de participació pública d'Enagás, amb setze jornades presencials per a la xarxa troncal i la implicació de 42 municipis costaners pel BarMar, recorda que l'acceptació social serà tan decisiva com l'enginyeria. Hi ha, en tot cas, una bona notícia de fons: prop del 80% dels traçats previstos coincideix amb els gasoductes existents, cosa que pot reduir tant els costos com l'impacte territorial.

On queda, doncs, el sentit de tot plegat? Probablement allà on les dades de l'estudi i les del territori coincideixen i no son altre que en els usos de potència moderada i activitat regular. Remolcadors, ferris, maquinària i camions portuaris són aplicacions on l'hidrogen pot competir en un horitzó raonable, amb tancs més petits i repostatge programat. La hidrogenera del Port i l'H2BCNHUB apunten exactament en aquesta direcció. En canvi, per a la navegació d'altura, el més probable és que acabi dependre de derivats com el metanol o l'amoníac i d'una regulació global estable que encara no tenim. Dir-ho no és fer de pessimista; és evitar que els recursos públics es dirigeixin a l'escenari més vistós en lloc del més viable.

Per això, de la lectura de l'estudi i dels fets, jo extrauria tres criteris per a Catalunya. 

1.- La demanda ha d'anar abans que la infraestructura. Vull dir que els hidroductes i les plantes només s'han de construir quan hi hagi consumidors compromesos, i convé aprofitar al màxim els traçats que ja existeixen.

2.- Cal exigir transparència en els costos: els projectes finançats amb fons públics haurien de publicar el cost real per quilo i per kWh útil, no rangs aspiracionals. 

3.- La participació territorial ha de ser real. Amb 89 municipis afectats per la xarxa, el diàleg amb el territori no és un tràmit, és una condició perquè el projecte tiri endavant. 

L'hidrogen marítim no és un miratge, però tampoc és un destí assegurat. Depèn, com gairebé tot en energia, de molts detalls que mereixen ser mirats amb lupa.

Ramon Gallart

Pèrdues Elèctriques

Imaginem una central que genera electricitat per a una ciutat sencera i que, abans d'arribar a les llars, en perd una part pel camí.

Això que acabo d'escriure, no és una hipòtesi ja que, segons el Banc Mundial, més de la meitat dels països que publiquen aquestes dades van perdre almenys el 10% de la seva electricitat el 2023. En 24 països les pèrdues van superar el 20%, i en dos van passar de la meitat del que es generava.

Aquesta energia "desapareix" per dos raons. Una part es dissipa en forma de calor als conductors i transformadors; l'altra es consumeix sense pagar-se be per frau, per connexions il·legals o impagaments. En tots dos casos, algú l'ha generada i algú l'acaba pagant.

Reduir-les té, per tant, un triple valor. 

1.- Allibera capacitat

2.- Minva emissions quan l'energia perduda prové de combustibles fòssils i,

3.- Redueix uns costos que, tard o d'hora, es traslladen a tots els consumidors. 

Aquestes reflexions, que acostumen a tractar-se a escala nacional, tenen una lectura molt concreta per a les distribuïdores elèctriques de menys de 100.000 connexions, com les que operen en molts municipis de Catalunya.

Per entendre com encarar això, convé distingir primer entre pèrdues tècniques i no tècniques, perquè cada cas demana eines diferents. Les tècniques poden ser varibles i, provenen de l'efecte Joule. És a dir el corrent que circula per línies i cables les escalfa, i aquesta pèrdua creix amb el quadrat del corrent. Es milloren amb seccions de conductor adequades, tensions més altes, fases equilibrades i distàncies més curtes. Les tècniques que son fixes, en canvi, són les pèrdues en buit dels transformadors, presents fins i tot quan no hi ha càrrega, i es milloren amb el disseny dels equips.

Les pèrdues no tècniques tenen un origen ben diferent i no és altre que, el frau, les connexions il·legals, la manipulació de comptadors o els errors de mesura i facturació. Aquí les eines són la mesura intel·ligent, els balanços energètics, les inspeccions i la qualitat de les dades. Totes dues famílies s'alimenten, però, de la mateixa feblesa. Una xarxa amb poca inversió acumula pèrdues tècniques, perquè els equips envellits i treballant al límit escalfen més, i les no tècniques prosperen allà on el control i la mesura són deficients. Per això no hi ha cap tecnologia única que resolgui el problema.

L'experiència internacional demostra que aquestes pèrdues es poden reduir de manera considerable. El cas més espectacular és el de Delhi, que va passar de perdre més del 50% de l'electricitat el 2002 a un 5-6% el 2026, un nivell comparable al de França o Bèlgica, mentre l'índex de fiabilitat de la seva xarxa pujava del 70% a més del 99,9%.

No és un cas aïllat. Singapur va baixar del 6,6% a un gairebé inexistent 0,2% entre 2002 i 2023, i Geòrgia les va reduir de més del 16% a prop del 8% en el mateix període (Banc Mundial). La tendència, però, també pot anar en sentit contrari. A Jamaica, on el robatori d'energia és generalitzat, les pèrdues han oscil·lat entre el 21% i el 28% durant anys. A l'Argentina es van gairebé duplicar entre 2015 i 2023, del 12% a prop del 24%, perquè les empreses de transport i distribució no tenien capital per mantenir les xarxes i el retard en els comptadors intel·ligents va facilitar el frau.

Si ens traslladem a Espanya, el punt de partida és molt diferent. Gràcies a que el desplegament obligatori de comptadors de telegestió de mensy de 15 kW de potencia contractada es va acabar a finals de 2018. Hi ha un regulador independent, la CNMC, que supervisa la retribució, la qualitat i la separació d'activitats, i les xarxes són madures. El repte ja no és rescatar una xarxa en crisi, sinó guanyar els en eficiència.

A més, les pèrdues no són només una qüestió tècnica, perquè el regulador les vincula directament a la retribució de la distribuïdora. La Circular 6/2019 de la CNMC, que fixa com es retribueix la distribució elèctrica, inclou incentius a la qualitat de subministrament i a la reducció de pèrdues, i dins d'aquest darrer, un incentiu específic a la reducció del frau. La lògica és senzilla. És a dir, les pèrdues de referència es reconeixen mitjançant coeficients estàndard, de manera que la distribuïdora que perd menys del que li correspon pot obtenir un incentiu positiu, mentre que la que perd més assumeix una penalització. Cada punt de pèrdua tècnica o de frau no detectat té, doncs, un impacte econòmic directe.

Aquests darrers punts d'eficiència són, a més, els més difícils d'aconseguir. L'electrificació del transport, de la calefacció amb bomba de calor i de la climatització industrial fa créixer la càrrega, mentre l'autoconsum i els parcs solars inverteixen els fluxos en xarxes que es van dissenyar per funcionar en un sol sentit.

És en aquest context on les distribuïdores de menys de 100.000 connexions tenen un paper propi. A finals de 2016 n'hi havia 327 a Espanya i, tot i que només 36 superaven els 45 GWh anuals d'energia entrant, aquestes 36 distribuïen el 66% de l'energia del subsector (CNMC). La Llei 24/2013 del Sector Elèctric les tracta de manera diferenciada de maenra que, han de complir la separació jurídica, amb un objecte social exclusiu de distribució, però l'article 12.3 les eximeix de les obligacions de separació funcional que s'apliquen als grans grups. L'article 38.7, a més, permet a les distribuïdores utilitzar les seves xarxes per prestar serveis de comunicacions electròniques, sempre amb comptabilitat separada.

Aquesta escala petita, lluny de ser un inconvenient, aporta avantatges clars a l'hora de lluitar contra les pèrdues. L'equip coneix cada centre de transformació, cada polígon i sovint cada client industrial, de manera que una anomalia es detecta abans. La cadena de decisió és curta, aquí es pot decidir en un comitè de direcció. Amb menys centres de transformació, també és viable fer balanços energètics complets entre la mesura en capçalera i la suma dels comptadors. I quan la distribuïdora disposa de fibra òptica pròpia, té a l'abast comunicacions robustes per a la telegestió, els sensors i l'automatització de la xarxa.

La mida, però, també comporta reptes. Un SCADA, un sistema de gestió de dades de mesura o una plataforma analítica tenen un cost fix que pesa més quan es reparteix entre poques connexions. Un sol consumidor industrial amb una mesura defectuosa o un frau pot desplaçar el percentatge de pèrdues de tota la xarxa. Els perfils especialitzats, com els analistes de dades o els experts en proteccions i qualitat d'ona, són escassos i molt disputats. I la capacitat financera no sempre acompanya. Per exemple, la mateixa CNMC va constatar que algunes reestructuracions societàries van deixar distribuïdores petites amb menys recursos propis, cosa que en limita la capacitat d'inversió.

En l'àmbit digital, la distribuïdora petita parteix amb avantatge, perquè ja disposa de telegestió. Es tracta d'explotar-la a fons, aprofitant les alarmes de manipulació, les corbes de càrrega horàries i la detecció de consums nuls anòmals. La sensorització progressiva dels centres de transformació permet fer balanços per centre i per línia de baixa tensió, i els models analítics sobre les corbes de càrrega ajuden a prioritzar inspeccions amb un volum de dades perfectament manejable. Tot plegat funciona millor quan cada zona té un responsable amb indicadors de pèrdues propis, l'equip rep formació en anàlisi de dades i hi ha coordinació amb els serveis jurídics per actuar contra el frau.

L'ordre en què s'apliquen aquestes mesures també importa. El primer pas és mesurar, amb balanços energètics per centre de transformació que localitzin on es perd l'energia. A continuació cal distingir, a cada zona, les pèrdues tècniques de les no tècniques, i prioritzar les actuacions segons els kWh recuperats per euro invertit, tenint en compte l'incentiu regulatori. Només llavors toca actuar, amb inversions tècniques i campanyes d'inspecció dirigides, per acabar verificant els resultats amb un nou balanç que permeti ajustar el pla de manera contínua.

La generació distribuïda mereix una atenció especial dins d'aquest procés. La generació a la xarxa de distribució redueix el corrent que circula per les línies i, per tant, les pèrdues. Però si l'excedent s'aboca a la xarxa en hores de baixa demanda, els fluxos inversos poden fer-les augmentar. Planificar on i com es connecten els parcs solars forma part, doncs, de la mateixa gestió de pèrdues.

En definitiva, reduir pèrdues exigeix actuar alhora sobre la xarxa, la mesura, les dades, les persones i la relació amb el client. Per a una distribuïdora de menys de 100.000 connexions, aquest enfocament sistèmic és més assequible que per a una gran metròpoli. El territori és abastable, les decisions són àgils i la infraestructura de comunicacions pròpia pot esdevenir un avantatge competitiu. El repte és mantenir la inversió i el talent necessaris per guanyar els darrers punts d'eficiència.

Cada kWh que no es perd és energia que no cal generar, emissions que no s'emeten i un cost que no es trasllada als clients. En una xarxa local, aquesta eficiència es nota directament en la qualitat del servei que rep el territori.

Ramon Gallart

Bateries son la Febre de l'Or o la Infraestructura que Cal?

Si una cosa he après després de quasi quatre dècades al sector és que gairebé cap tecnologia compleix exactament el que prometien al principi. 

Les bateries tampoc ho faran. Però això no vol dir que no siguin necessàries. 

Les bateries tenen sentit de veritat, o estem davant d'una bombolla? La meva resposta és que sí que tenen sentit, però no pas pels motius que molts plans de negoci donen per fets. 

De fet, quan vaig començar al sector, ningú parlava de bateries. Parlàvem de transformadors, de línies i de com absorbir les puntes de demanda per evitar avaries. Avui el debat és diferent, però la pregunta de fons continua sent la mateixa i no és altre de saber qui aporta flexibilitat quan el sistema la necessita?

En projectes europeus com INVADE (H2020) vaig explorar com la flexibilitat distribuïda pot ajudar a gestionar la baixa i la mitja tensió. Una bateria ben ubicada podria ajornar reforços de xarxa, resoldre congestions i millorar la qualitat de subministrament, sempre que els distribuïdors puguem contractar flexibilitat amb normes clares. Aquí hi ha un espai enorme per a agregadors i comercialitzadores. Les bateries industrials darrere del comptador, integrades amb autoconsum, gestió de puntes i processos com la climatització, ofereixen un retorn menys lligat al mercat majorista. En canvi, l'arbitratge "merchant" pur i la bateria residencial aïllada seran els models més vulnerables sobre tot a Espanya ja que el problema de la gestionabilitat està bàsicametn a la xarxa de transport i subtransport. Si bé és cert que no desapareixeran, però el primer es comprimirà ràpidament i el segon dependrà de tarifes i ajuts. en aquest sentit és imprescindible innovar amb noves maneres de concebre la bateries residencial i aprofitar la finestra temporal.

Una visió interessant, es el paper d'en Daniel Davi Arderius, Rabindra Nepal i Tooraj Jamasb que fa unes setmantes varen publicar al Centre for Applied Macroeconomic Analysis (CAMA), analitzen l'impacte de les bateries "merchant" es a dir, les que "viuen" només del mercat, sobre els preus elèctrics australians, amb dades cada cinc minuts del 2024 i el 2025. De fet, Austràlia és un bon laboratori ja què, és un mercat sense pagament per capacitat, amb preus que supera els 20.000 A$/MWh i on l'energia descarregada per bateries es va multiplicar per més de set en un sol any.

Les conclusions són clares. Les bateries fan exactament el que se n'espera. Això és que quan descarreguen baixen els preus de punta i quan carreguen apugen els de les hores barates, i així aplanen la corba d'ànec. Però també s'autocanibalitzen, i de pressa. La taula-5 del paper, a  Queensland, l'efecte de descarregar 1 MWh en les hores més cares va passar de -2,49 a -0,59 A$/MWh en només un any llavors, com més bateries hi ha, més s'estreny el diferencial del qual viuen. I, el que em sembla més important, el benefici per al consumidor no és il·limitat. A South Australia, on la capacitat de bateries equival al 70% de la demanda mitjana (taula-3 del paper), l'efecte net de l'arbitratge pot acabar encarint el preu. Els autors ho resumeixen dient que confiar únicament en ingressos "merchant" és insostenible, i reclamen mecanismes que donin una certa estabilitat als ingressos.

Top plegat ens arriba a Europa quan més s'en en parla i està creixent. El 2025 s'hi van instal·lar 36 GWh de noves bateries, el dotzè any consecutiu de creixement, i per primer cop es van superar els 100 GWh operatius. SolarPower Europe preveu passar dels 50 GWh anuals el 2026 als 138 GWh el 2030, però admet que ni així es complirà l'objectiu europeu de 200 GW d'emmagatzematge el 2030. Hi ha una dada que sovint passa desapercebuda i és que a la UE les bateries residencials van caure per segon any consecutiu, un 6%, per la baixada de preus i la retirada d'ajuts. 

És el primer avís que un model que depèn de subvencions o de preus alts no és estable. 

Si be és cert que defenso que la flexibilitat no pot ser només un negoci de grans actius connectats a la xarxa de transport, i l'estudi australià dona suport empíric a la reforma europea que obre la porta a CfD bidireccionals i a esquemes de suport a la flexibilitat no fòssil però, sense ingressos estables, la inversió es frena quan més cal.

Penso que a Esanya phureim d'aprendre molt d'Austràlia i, per això i de manera expresa m'he didedcat a cercar diferents fonts amb dades (accedir als enllaços). Començo:

1.- La potència fotovoltaica espanyola va créixer un 27% en un any,  més de 41.000 MW el gener de 2026. 

2.- El 2025 hi va haver 798 hores amb preu igual o inferior a zero, i per al 2026 s'estimen unes 1.152 hores. 

3.- La corba d'ànec és extrema, vull dir que va des dels  2-3 €/MWh o preus negatius a migdia i fins a 70-80 €/MWh a partir de les 20 h. Aquest diferencial és l'imant que atrau els inversors, però cal mirar les proporcions. Vull dir que,  tenim uns 260 MW de bateries instal·lats i 10,3 GW de projectes anunciats fins al 2029. 

Si se n'executa una part significativa, el que va passar a Austràlia ens passarà a nosaltres, probablement més de pressa. Qui avui fa números amb spreads de 200 €/MWh s'ha de preguntar quants en quedaran quan hi hagi 5 o 10 GW competint per les mateixes hores. La bona notícia és que la regulació va en la direcció que recomana l'estudi. L'Ordre TED/966/2026 crea un mercat de capacitat dotat amb 9.000 milions d'euros per a 2026-2036, amb contractes de fins a 15 anys per a noves bateries. És una peça clau per a la bancabilitat, tot i que els coeficients de fermesa i el volum de cada subhasta decidiran qui guanya i qui no.

4.- A Catalunya, només un 20% de la nostra electricitat és renovable i la nuclear n'aporta dos terços. En canvi, som líders en emmagatzematge: hem autoritzat 2.021 MW de bateries, per sobre dels 1.751 d'Andalusia. Però, això té lògica? 

Crec que sí. Amb el preu únic peninsular, una bateria catalana arbitra la corba d'ànec ibèrica. El tancament previst d'Ascó i Vandellòs entre 2030 i 2035 farà imprescindible la capacitat ferma i flexible, i aquí l'emmagatzematge de 4 a 8 hores té un sentit sistèmic evident. I com que encara hem de desplegar la major part de la fotovoltaica (la potència en servei ha passat de 214 a 521 MW durant el primer semestre de 2026), tenim l'oportunitat, que altres ja no tenen, de dissenyar els nous parcs hibridats des del primer dia. Comptem, a més, amb una base industrial de 267 empreses a l'ecosistema de bateries, un 26% més que el 2022. Tot i així, hi ha un risc que conec bé des de la distribució i és la concentració de projectes en nodes concrets; Durant els darrers anys he participat en nombrosos debats sobre flexibilitat i sovint m'ha sorprès que es parli molt del mercat i poc de la xarxa. Si no planifiquem bé on es connecten, tindrem bateries que competeixen pel mateix node mentre la xarxa pateix a pocs quilòmetres.

Si hagués d'apostar avui, tot i el risc d'equivocar-me, diria que hi ha tres aplicacions amb més recorregut. 

Al capdavant hi situo la bateria hibridada amb fotovoltaica, que recupera el preu capturat per la solar (avui clarament inferior al mitjà), comparteix el punt d'accés i redueix abocaments. 

Just arrere hi ha l'emmagatzematge de llarga durada que combina ingressos d'energia, serveis d'ajust i capacitat, Vull dir que, cap font per si sola sostindrà el projecte, però totes plegades sí, i com més durada tingui la bateria més resistirà la saturació dels serveis de curta durada. 

Finalment, em motiva en especial,  la bateria com a actiu de flexibilitat per a la xarxa de distribució. 

Tot plegat ens obliga a fer-nos preguntes incòmodes. 

Estem dimensionant la cartera de bateries pensant en el sistema o en el diferencial de preus d'avui? 

Qui vigilarà el llindar a partir del qual més bateries deixen d'abaratir la factura? 

Donarem als distribuïdors les eines per convertir-les en infraestructura de xarxa, i no només en actius de mercat? 

I, sabrà Catalunya transformar el lideratge en tramitació en capacitat real, ben connectada i coordinada amb el desplegament renovable i el calendari nuclear?

Estic convençut que les bateries i les centrals hidroèlecrtique reversibles seran una peça imprescindible. El que encara no tinc tan clar és quina part dels ingressos vindrà del mercat, quina de la capacitat i quina dels serveis a xarxa. Possiblement ho descobrirem més aviat del que pensem. 

Potser d'aquí a uns anys veurem que moltes de les previsions actuals eren massa optimistes o massa conservadores. No seria la primera vegada. El que sí sé és que les decisions que prenem avui sobre xarxes, flexibilitat i emmagatzematge ens acompanyaran durant dècades, molt més temps que qualsevol model de negoci de moda.

Ramon Gallart