Estratègia Coordinació de la Regulació de la Tensió.

La regulació de la tensió en xarxes elèctriques amb alta penetració fotovoltaica: reptes i noves estratègies.

En els darrers anys el sistema elèctric està experimentant una transformació profunda. La transició energètica cap a fonts renovables ha comportat una penetració creixent de generació distribuïda, especialment d’origen fotovoltaic (FV), connectada directament a les xarxes de distribució. Aquest canvi aporta nombrosos beneficis ambientals i econòmics, però també introdueix nous reptes tècnics, entre els quals destaca la regulació de la tensió.

Tradicionalment, les xarxes de distribució s’han dissenyat sota una arquitectrura molt clara basada en que l’energia fluïa en una sola direcció, des de les centrals de generació cap als consumidors. En aquest context, els dispositius de regulació de tensió, com son els canviadors de preses sota càrrega (OLTC), els reguladors de tensió per graons (SVR) o els bancs de condensadors i reactàncies, n'eren suficients per mantenir els nivells de tensió dins dels marges operatius establerts.

No obstant això, l’augment massiu de generació connectada a al xarxa desitribució altera aquest esquema. Les instal·lacions fotovoltaiques injecten energia directament a la xarxa, sovint en punts propers al consum. A més, la seva producció depèn de factors meteorològics variables com la radiació solar o la presència de núvols. Aquesta naturalesa intermitent provoca fluctuacions ràpides en la potència injectada i, en conseqüència, variacions en els nivells de tensió de la xarxa.

Els dispositius disponibles fins avui dia de control de tensió no es van dissenyar per respondre a aquestes variacions ràpides. El seu funcionament mecànic implica temps de resposta relativament lents i un nombre limitat d’operacions al dia. Si haguessin de respondre constantment a les oscil·lacions provocades per la generació fotovoltaica, es produiria un desgast prematur i un increment dels costos de manteniment.

En aquest context, els convertidors electrònics associats a les instal·lacions fotovoltaiques obren una nova oportunitat. A diferència dels dispositius mecànics tradicionals, els convertidors fotovoltaics utilitzen electrònica de potència, cosa que els permet reaccionar en qüestió de mil·lisegons. A més de convertir la potència generada en corrent altern, aquests equips poden injectar o absorbir potència reactiva, un recurs clau per a la regulació de la tensió.

Una de les línies de recerca més prometedores consisteix a coordinar aquests recursos mitjançant estratègies de control distribuït basades en sistemes multi-agent (MAS). En aquest enfocament, diferents elements de la xarxa com son els reguladors de tensió, inversors fotovoltaics i altres dispositius els quals, actuen com a agents autònoms capaços de prendre decisions locals basades en les observacions del seu entorn. A través d’una coordinació temporal i funcional entre aquests agents, és possible mantenir la tensió dins dels marges desitjats sense necessitat d’un sistema centralitzat complex.

Aquest esquema cooperatiu permet que els inversors fotovoltaics contribueixin activament a la regulació de tensió mitjançant la gestió de la potència reactiva, mentre que els dispositius tradicionals continuen operant com a suport en escales temporals més lentes. D’aquesta manera es minimitzen les desviacions de tensió i es redueix l’estrès operatiu sobre equips com els OLTC o els reguladors de línia.

Diversos estudis i simulacions mostren que aquest tipus de control cooperatiu pot millorar significativament l’estabilitat de la tensió en xarxes amb alta penetració fotovoltaica. A més, el caràcter descentralitzat d’aquestes solucions redueix els requeriments d’infraestructura de comunicacions i facilita la seva implementació en microxarxes i sistemes de distribució intel·ligents.

Des del meu punt de vista, la regulació de la tensió en xarxes amb generació connectada a les xarxes de distribució, és un exemple clar de com la transició energètica no és només un canvi de fonts d’energia, sinó també un canvi de concpete en la gestió dels sistemes elèctrics. Durant dècades hem operat amb xarxes relativament passives, on els consumidors només rebien energia. Amb la generació distribuïda, aquests mateixos punts de la xarxa es converteixen en actors actius del sistema.

Els convertidors fotovoltaics ja no són només dispositius de conversió energètica ja que, poden esdevenir elements de suport per a la qualitat i l’estabilitat de la xarxa. Apostar per estratègies distribuïdes basades en sistemes multi-agent podria ser clau per construir xarxes elèctriques més resilients, flexibles i eficients. A més, aquestes solucions aprofiten infraestructures que ja existeixen tals com els convertidors fotovoltaics, cosa que les converteix en una opció especialment de valor des del punt de vista econòmic.

Per tant, el futur de les xarxes de distribució probablement no passarà només per instal·lar més equips de regulació, sinó per fer que tots els dispositius connectats a la xarxa treballin de manera coordinada i intel·ligent. Aquesta visió cooperativa pot ser una de les claus per integrar grans quantitats d’energia renovable sense comprometre la seguretat ni la qualitat del subministrament elèctric.

Ramon Gallart

Més Electricitat no Vol dir Millor Sistema.

La transició energètica requereix sistema, no només més electricitat.

L’últim informe de l’Agència Internacional de l’Energia (AIE) presenta una imatge aparentment sòlida i optimista del sistema elèctric espanyol. La demanda creix, les renovables avancen amb força, el carbó pràcticament desapareix del mix i les inversions en xarxes, emmagatzematge i interconnexions s’anuncien a gran escala. El relat és atractiu i encaixa perfectament amb la narrativa dominant de la transició energètica. Tanmateix, aquesta lectura tan ordenada del futur elèctric mereix ser qüestionada amb més profunditat.

L’augment de la demanda elèctrica de més del 3% el 2025 (pàgina-6) i per aqesut 2026 gairebé un 2%, es presenta com una conseqüència natural i positiva de l’electrificació de l’economia. Però el que l’informe dona per fet és, precisament, el que caldria debatre,és a dir, si un creixement sostingut de la demanda és compatible amb els objectius d’eficiència, reducció de consum i resiliència del sistema. Electrificar processos no equival automàticament a consumir millor ni menys; sense una reducció real de la demanda energètica final, el risc és substituir la dependència dels combustibles fòssils per una dependència elèctrica creixent, més complexa i potencialment més vulnerable.

Aquest optimisme també contrasta amb que mentre la capacitat renovable augmenta de manera notable, la generació renovable el 2025 només va créixer al voltant de l’1%, compensada per un increment del 20% en la producció amb gas. Això posa de manifest una contradicció estructural del discurs actual. S’acumulen megawatts instal·lats, especialment fotovoltaics, però el sistema continua recorrent al gas quan les renovables no responen. La caiguda de la producció eòlica i hidràulica en un sol any evidencia que el repte no és tant instal·lar més potència com garantir estabilitat, gestió de la variabilitat i seguretat de subministrament.

L'apagada del 28 d’abril de 2025 s’interpreta, en aquest context, com una demostració d’eficiència operativa gràcies a la ràpida restauració del servei. Sens dubte, la resposta tècnica va funcionar. Però reduir l’episodi a un èxit procedimental és una lectura incompleta. L’apagada va revelar la fragilitat creixent d’un sistema amb menys inèrcia, més electrònica de potència i una integració renovable que avança més ràpidament que les capacitats de control i estabilització. Celebrar la recuperació sense aprofundir en les causes estructurals és confondre capacitat de reacció amb resiliència real.

Les solucions que l’informe situa a l’horitzó smb més emmagatzematge i més interconnexions, ambdós, són indubtablement necessàries, però sovint es presenten com a respostes gairebé automàtiques. L’objectiu del PNIEC 2023-2030 (pàgina-19) d'assolor 22,5 GW d’emmagatzematge el 2030 és ambiciós, però encara envoltat d’incerteses tecnològiques, econòmiques i territorials. Les interconnexions amb França, per la seva banda, continuen avançant amb una lentitud que contrasta amb la velocitat a la qual canvia el sistema elèctric. Mentrestant, Espanya segueix funcionant com una semiilla energètica, amb una complexitat creixent i una robustesa que no sempre avança al mateix ritme.

Finalment, el paper de l’energia nuclear apareix en l’informe gairebé com una nota al marge, tot i que el calendari de tancament previst té implicacions profundes. La reducció del parc nuclear fins a només 3 GW abans del 2030 planteja una qüestió central que queda sense resposta clara i és, 

Quina tecnologia aportarà fermesa i estabilitat al sistema quan les renovables variables siguin dominants? 

Ni el gas pot ser la solució estructural a llarg termini ni l’emmagatzematge està encara preparat per assumir tot aquest rol.

L’informe de l’AIE ofereix dades valuoses i una visió coherent amb el consens institucional actual, però també reflecteix un cert optimisme tecnocràtic que confon tendències amb solucions. La transició energètica no és només una qüestió de creixement, inversió i capacitat instal·lada, sinó sobretot de disseny del sistema, gestió dels límits i definició de prioritats. Sense incorporar aquestes preguntes al centre del debat, correm el risc de construir un sistema elèctric aparentment verd i modern, però estructuralment fràgil.

Ramon Gallart

Un Nou Marc Tècnic Per a la Transició Energètica.

Reptes i oportunitats per als petits distribuïdors elèctrics.

La proposta de Reial Decret publicat el darrer dimarts, 24 de febrer de 2026, estableix requisits mínims de disseny, equipament, funcionament i seguretat per a les instal·lacions que es connectin a les xarxes de transport i distribució. Aquesta proposta, marca un punt d’inflexió en la manera com entenem el sistema elèctric. No és només una actualització tècnica d’uns codis europeus aprovats fa gairebé una dècada; és una resposta directa a una transformació estructural del sistema energètic espanyol, amb més renovables, més electrificació de la demanda, més emmagatzematge i més complexitat operativa.

El text parteix d’un diagnòstic clar i és que, el sistema elèctric ja no és el mateix. Les renovables superen el 50% del mix anual, la demanda creix impulsada per la descarbonització industrial, la mobilitat elèctrica, l’hidrogen renovable o els centres de dades, i l’emmagatzematge, amb 22,5 GW previstos al 2030, esdevé peça clau de flexibilitat. En aquest context, els requisits de connexió no poden continuar sent els mateixos que quan el sistema era molt més previsible, centralitzat i síncron.

Un dels aspectes més rellevants del projecte és que amplia i actualitza els requisits no només per a generació, sinó també per a demanda i emmagatzematge. Això té una importància enorme per als distribuïdors, especialment els de menys de 100.000 punts de connexió, que operen xarxes amb menys capacitat tècnica, menys recursos humans i sovint amb una infraestructura més antiga.

El decret estableix que serà aplicable als distribuïdors en qualitat de titulars i gestors de la xarxa de distribució, i també a les noves instal·lacions de demanda, generació i emmagatzematge que es connectin a les seves xarxes. Això implica que, encara que el focus mediàtic acostumi a posar-se en Red Eléctrica o en els grans grups energètics, el gruix de l’impacte operatiu es produirà a nivell de distribució.

Per als petits distribuïdors, el repte és triple.

En primer lloc, hi ha un repte tècnic. El decret reforça els requisits de qualitat de producte (harmònics, flicker, desequilibris), robustesa davant oscil·lacions adverses, comportament en cas de buits de tensió i estabilitat dinàmica. Aquestes exigències, que al transport són habituals, baixen amb força cap a la distribució. En entorns amb xarxes radials, menor potència de curt circuit i menor inèrcia, el compliment i la supervisió d’aquests paràmetres pot requerir inversions en proteccions, sistemes de control, mesura avançada i capacitat d’anàlisi que molts petits distribuïdors no tenen desplegats.

En segon lloc, hi ha un repte de governança i responsabilitat. El text reforça el paper de l’operador del sistema en la definició de requisits addicionals, supervisió i aprovació d’especificacions tècniques. Això pot generar una asimetria entre grans i petits distribuïdors. És a dir, els primers tenen equips reguladors i tècnics especialitzats; els segons sovint funcionen amb estructures molt ajustades. El risc és que el compliment normatiu es converteixi en una càrrega proporcionalment més elevada per als actors petits.

En tercer lloc, hi ha un repte econòmic. L’actualització dels requisits pot implicar modernització de subestacions, sistemes de telecomandament, equips de protecció i, sobretot, capacitat de supervisió de la conformitat. Si no hi ha un reconeixement adequat en els mecanismes retributius, els distribuïdors amb menys de 100.000 punts de connexió podrien veure tensionada la seva viabilitat econòmica. La transició energètica no pot descansar només en la capacitat financera dels grans operadors.

Ara bé, també hi ha oportunitats.

El decret parteix d’una idea fonamental la qual, l’establiment de requisits de robustesa permet optimitzar la capacitat d’accés i connexió de les xarxes. En altres paraules, si la generació, la demanda i l’emmagatzematge es comporten millor davant pertorbacions, es pot aprofitar més infraestructura existent sense haver d’esperar sempre a reforços físics. Per als petits distribuïdors, això pot significar més capacitat per integrar autoconsum, petites plantes renovables o nous consums industrials sense grans inversions estructurals.

A més, el fet que el decret estableixi un marc específic per a l’emmagatzematge obre la porta a solucions descentralitzades que poden ajudar a estabilitzar xarxes de distribució petites. Bateries en punts crítics, hibridació amb renovables o sistemes de resposta de demanda poden convertir-se en aliats dels petits distribuïdors si la regulació i els incentius s’alineen correctament.

La qüestió de fons és si el desplegament d’aquest nou marc es farà amb sensibilitat territorial i dimensió empresarial. Espanya té una estructura de distribució molt heterogènia, amb grans operadors però també amb empreses locals arrelades al territori. Exigir els mateixos estàndards tècnics és coherent des del punt de vista de la seguretat del sistema; aplicar-los sense tenir en compte les economies d’escala pot ser contraproduent.

La transició energètica requereix xarxes més intel·ligents, més resilients i més coordinades. El projecte de Reial decret va en aquesta direcció. Però perquè sigui realment transformador i no generi un procés de concentració no desitjat en la distribució, caldrà acompanyar-lo de mecanismes de suport tècnic, simplificació administrativa i reconeixement econòmic adequat per als distribuïdors de menor dimensió.

Si el sistema elèctric del futur serà més distribuït, també ho ha de ser la capacitat de complir les normes que el regeixen. I això implica entendre que darrere de cada requisit tècnic hi ha una realitat empresarial diversa que cal preservar si volem una transició justa, eficient i territorialment equilibrada.

Ramon Gallart