Aposta amb Problemes Reguladors per els CPD d'Amazon.

Al març de 2024 Amazon Web Services va comprar per uns 650 milions de dòlars el campus de centres de dades “Cumulus” a Pennsilvània, literalment enganxat a la central nuclear Susquehanna Steam Electric Station (2,5 GW). 

Amb aquesta operació, AWS no només adquiria servidors i sòl industrial: comprava, sobretot, l’accés físic a una font d’electricitat estable, contínua i sense emissions directes de CO₂. Per a una empresa que ven “núvol” però consumeix mlta energia, la proximitat a una nuclear és com tenir una presa d’aigua pròpia al costat d’una fàbrica: menys riscos d’escassetat i menys volatilitat de preu. 

La clau del cas és el tipus de connexió. Susquehanna i el centre de dades d’AWS funcionen amb un acord “behind-the-meter”, és a dir, un subministrament directe que evita bona part de la xarxa regional PJM. Després de la compra, Amazon va demanar ampliar el contracte de subministrament: passar d’uns 300 MW ja acordats a fins a 480 MW. Per situar-ho: 480 MW és una càrrega comparable a la d’una ciutat mitjana, dedicada només a computació. Els propietaris de la nuclear, Talen Energy, hi estaven d’acord perquè és un client gegantí i estable. Però dues grans elèctriques que operen a la zona, Exelon i American Electric Power (AEP), s’hi van oposar i van portar el cas a la Comissió Federal de Regulació de l’Energia (FERC). 

Per què tanta batalla? Les elèctriques argumenten que si una càrrega tan gran es connecta “al marge” de la xarxa, deixa de pagar una part important de peatges i costos de transport que financen el manteniment, les ampliacions i els serveis d’equilibri del sistema. Segons els seus càlculs, l’operació podria desplaçar fins a 140 milions de dòlars anuals de costos cap a la resta d’usuaris de PJM. En altres paraules: el centre de dades tindria energia neta i barata, però la factura per sostenir la xarxa la pagarien llars i empreses que no tenen opció d’enganxar-se a una nuclear. És un debat clàssic de “qui paga què” en un sistema elèctric compartit, però portat a l’extrem per la mida de la demanda digital. 

La FERC, va rebutjar el novembre de 2024 l’acord d’interconnexió ampliat perquè PJM i les empreses no van demostrar prou bé per què calia un tracte especial, i va posar l’accent en la fiabilitat de la xarxa i la justícia tarifària. El 2025 la Comissió va reafirmar el rebuig a la revisió, i Talen/Susquehanna van recórrer als tribunals federals, cosa que indica que la història encara no és tancada. Paral·lelament, el cas ha empès FERC a estudiar normes generals per a aquests acords de co-localització, perquè no serà l’últim. 

Aquest episodi és una finestra a un fenomen global: els centres de dades es mouen cap a les fonts d’energia neta i fermes. Solar i eòlica són barates però variables; la nuclear, en canvi, és constant. Per això, mentre el discurs corporatiu parla de “transició verda”, la lògica d’enginyeria busca electrons 24/7. La IA generativa, el vídeo en streaming, el comerç electrònic i fins i tot la mineria de criptomonedes han convertit la computació en una de les indústries amb més set d’energia del planeta. I quan el que vens és potència de càlcul, el cost i la seguretat del quilowatt-hora són estratègics. 

I què té a veure tot això amb Catalunya? Més del que sembla. Catalunya és una regió intensiva en consum elèctric industrial i amb una concentració creixent d’infraestructura digital a l’àrea metropolitana de Barcelona. El port, els polígons logístics, el 22@, hubs tecnològics i operadors internacionals ja han posat Barcelona al mapa dels centres de dades del sud d’Europa. Alhora, el país té una particularitat energètica: una part substancial de l’electricitat que consumim encara prové de les nuclears d’Ascó i Vandellòs, que aporten una base estable al sistema i són, de facto, la principal font “lliure de carboni” del mix català mentre les renovables s’expandeixen.

Això crea una tensió semblant a la de Pennsilvània, però amb accents propis. Si en els pròxims anys un gran operador de núvol o d’IA volgués instal·lar un macrocentre de dades a la Ribera d’Ebre o al Camp de Tarragona per aprofitar la proximitat nuclear, el debat seria inevitable: ha de poder contractar energia “directa” amb una central i evitar peatges? O ha de contribuir a la xarxa com qualsevol altre consumidor perquè, al capdavall, la robustesa del sistema la necessiten també els veïns, el teixit productiu i les renovables que s’hi connecten? El cas d’AWS mostra que aquesta pregunta no és teòrica: és un nus regulador que pot fer variar els costos de tots.

A Catalunya, a més, la xarxa té reptes concrets. Les renovables creixen però necessiten inversions en evacuació, emmagatzematge i flexibilitat; la indústria reclama preus competitius; i les llars pateixen un sistema de peatges ja prou complex. Si grans consumidors se situen “a tocar” d’una font i s’autoabasteixen parcialment, la resta d’usuaris pot acabar assumint més proporció dels costos fixos del sistema. És el mateix mecanisme que denuncien AEP i Exelon als EUA, traslladat a un context on els peatges i la regulació depenen de l’Estat i d’Europa, però amb impacte directe en la factura de qualsevol català.

També hi ha l’altra cara: co-localitzar demanda digital amb generació neta pot ser una oportunitat. Pot donar nova vida econòmica a territoris que avui depenen de la nuclear; pot facilitar que la potència computacional que necessita Europa es desplegui més ràpid; i pot ajudar a reduir emissions si substitueix centres alimentats per gas o carbó de fora. Fins i tot es podria imaginar un model híbrid en què el centre de dades compra energia nuclear “firme” però paga una part justa del cost de xarxa per serveis de suport, emergències i integració renovable. El que FERC està intentant delimitar als EUA és precisament aquesta línia fina entre eficiència privada i responsabilitat col·lectiva.

En el fons, el conflicte d’AWS és un símptoma d’una transició doble: energètica i digital. Estem electrificant el món mentre digitalitzem l’economia; i això fa que el que abans eren usuaris grans però “normals” ara siguin megaconsumidors amb múscul financer per negociar condicions pròpies. Les regles del joc, pensades per a fàbriques, ciutats i xarxes tradicionals, han d’adaptar-se a la realitat dels algoritmes que no dormen mai. El precedent que surt d’aquest cas—sigui ratificant les limitacions o obrint una via regulada a la co-localització—acabarà influint en com Europa, Espanya i Catalunya encaren l’allau de demanda elèctrica que ve amb la IA.

Per això, mirar Susquehanna no és només mirar Pennsilvània. És veure el futur immediat d’un país que vol ser digital, vol reduir emissions i vol mantenir una xarxa justa. Catalunya haurà de decidir com atrau infraestructura tecnològica amb garanties de subministrament net, sense convertir la xarxa en una càrrega desigual. I això exigeix regula­ció intel·ligent, planificació elèctrica a llarg termini i, sobretot, transparència sobre qui paga el què quan el “núvol” baixa a terra en forma de megawatts.

Ramon Gallart

Capacitat Dinàmica per a un Sistema Renovable.

El Dynamic Line Rating (DLR) pot ser una palanca sorprenentment potent per a les xarxes de subtransport d’entre 40 kV i 132 kV, un nivell sovint oblidat del sistema elèctric però necessàri per a la integració de renovables. 

Aquestes línies, situades entre la distribució a miktjana tenisó i l’alta tensió, són les que evacuen energia de parcs eòlics i solars cap als nodes principals i configuren els anells regionals que fan possible el repartiment territorial de la generació i la demanda. El problema és que han quedat atrapades en un model d’operació conservador, heretat d’una època en què la producció era centralitzada, amb fluxos previsibles i amb poca sensibilitat als canvis locals. Avui, això es tradueix en congestions, abocaments de renovables.

La realitat europea: quan el sistema pot utilitzar molt vent, el preu majorista cau de manera notable; quan ha de recórrer al gas importat, el preu es dispara. I alhora, gairebé una cinquena part de l’energia eòlica potencial es perd perquè la xarxa no l’absorbeix. 

Aquest malbaratament no és un detall tècnic: són milions d’euros que acaben convertint-se en factures més altes i en més emissions. Si això passa en un país que ja ha invertit fort en renovables, el missatge és universal: el coll d’ampolla no és només a les grans autopistes de 220–400 kV, sinó molt sovint a les vies secundàries del subtransport.

El DLR ataca precisament aquesta ineficiència estructural. Les línies elèctriques tenen una capacitat màxima per raons de seguretat: si hi circula massa corrent, el conductor s’escalfa, s’allarga, augmenta la fletxa i pot posar en risc distàncies de seguretat o vida útil. Per això cada línia té un “rating” fixat per temporada. El problema és que aquests ratings estacionals parteixen d’assumpcions massa simplificades: 

Es consideren temperatures d’estiu elevades com a norma constant i es tracta tot el territori com si tingués el mateix clima. 

A la pràctica, les condicions reals sovint són molt més favorables que el pitjor escenari. Dies ventosos, nits fresques, zones costaneres o de muntanya… tot això refreda el conductor i permet transportar més energia sense cap risc addicional. El DLR ho mesura en temps real amb sensors instal·lats a la línia que recullen dades de temperatura del cable, vent, humitat i radiació solar. Amb aquesta informació, l’operador pot calcular al moment quanta potència pot passar de manera segura i ajustar dinàmicament el límit dins uns marges definits. No és una relaxació de la seguretat, sinó una actualització de la precisió.

A les xarxes de 40–132 kV l’impacte pot ser especialment gran perquè són circuits amb menys redundància i més exposats a variacions locals, on petites diferències de capacitat esdevenen decisives. Quan una línia satura, s’obliga a retallar producció renovable, encara que sigui la més barata del sistema, i entra generació de gas que encareix el mercat. Si el DLR permet aprofitar un 20, un 30 o fins i tot un 40% extra de capacitat durant moltes hores de l’any, el primer efecte és directe: menys curtailment i més energia neta realment venuda. El segon és sistèmic: la congestió local deixa de propagar-se cap a transformadors i anells intermedis, i el sistema pot operar amb menys estrès. El tercer és polític i econòmic: el DLR es desplega en mesos, mentre que reforçar línies, subestacions o nous traçats porta anys de tramitació i obra. 

No substitueix la inversió en ferro, però compra temps en el moment més crític de la transició, quan cada MWh renovable perdut equival a un MWh fòssil pagat a preu alt.

Ara bé, no és màgia. Funciona molt millor en línies aèries, sobretot en zones on el clima aporta refrigeració addicional, i aporta menys en línies subterrànies o en traçats urbans amb poca ventilació. I sovint el límit real no és la línia, sinó altres actius com transformadors antics o proteccions que també necessiten modernització. 

Perquè el DLR desplegui tot el seu potencial, cal integrar-lo a sistemes de control moderns, protocols operatius i criteris de ciberseguretat; sense això, els sensors serien només instruments de diagnòstic sense efecte operatiu. 

També cal acceptar que hi haurà línies on el guany serà petit, i que la xarxa continuarà necessitant reforços físics importants.

Justament per això, el DLR hauria de passar de ser una “prova pilot interessant” a un estàndard de gestió al subtransport europeu. Els països com Finlàndia, Alemanya, França, Itàlia, Espanya han entès que la xarxa no sempre necessita més infraestructura nova d’entrada; sovint necessita treure més rendiment de la que ja existeix. En subtransport, on el retorn és ràpid i visible, és una política de bona administració pública: abans de construir, mesura bé què es te i aprofita-ho en un llindar segur.

Si s’implanta amb criteri, el DLR té encara un valor afegit: genera dades reals d’ús i estrès que permeten planificar millor futures inversions, distingint entre colls d’ampolla puntuals i problemes estructurals. En alguns corredors pot retardar obres innecessàries; en d’altres pot ajudar a justificar-les amb evidència robusta. En tots els casos, redueix el cost social de la transició perquè evita que renovables barates quedin aturades mentre el sistema crema gas.

En definitiva, en les xarxes de 40–132 kV el DLR no és un detall tècnic, sinó una manera d’actualitzar la lògica d’operació d’un sistema que ha canviat de naturalesa. Operar amb límits “de calendari” quan el cable diu una altra cosa és com conduir mirant només el velocímetre d’hivern. 

En un sistema renovable i meteorodependent, la intel·ligència operativa és infraestructura. 

I el DLR és una de les formes més ràpides i sensates de posar-la al servei de la gent: més renovables aprofitades, menys gas importat, menys emissions i factures més baixes.

Ramon Gallart

Emmagatzematge Energètic, Entre l’Ambició Climàtica i la Realitat Tecnològica.

Europa viu una revolució energètica sense precedents. 
L'expansió de les energies renovables està transformant la manera com el continent genera electricitat, però també està exposant una vulnerabilitat estructural: la capacitat de gestionar la intermitència. El nou informe del Joint Research Centre (JRC) sobre l’estat de l’emmagatzematge energètic a Europa ho deixa clar: 

El futur de la transició energètica depèn directament del desplegament massiu d’infraestructures d’emmagatzematge, amb 2.356 projectes identificats, 70 GW ja operatius i 97,26 GW addicionals previstos. 

Aquestes xifres indiquen que Europa ha entrat en una nova fase on el repte ja no és només generar energia neta, sinó també mobilitzar-la, estabilitzar-la i distribuir-la amb intel·ligència. L’emmagatzematge es converteix així en una infraestructura essencial, tant com ho van ser les autopistes o les telecomunicacions en dècades anteriors.

El predomini absolut de les bateries d’ió liti en els projectes planificats mostra un canvi en l’estratègia energètica del continent. Són modulars, escalables i cada vegada més econòmiques, amb una reducció del CAPEX del 37 % entre 2022 i 2025. Empreses i operadors les integren com a solució preferent per donar flexibilitat al sistema, absorbir excedents fotovoltaics i reduir la volatilitat del mercat elèctric. Però aquest domini tecnològic no està exempt de riscos. 

Europa depèn encara de manera massiva de cadenes de subministrament externes per obtenir liti, cobalt, níquel o grafit; un desequilibri geoestratègic que pot comprometre la seguretat energètica del continent.

La introducció del passaport digital de bateries el 2027 pot ser un instrument de transparència i sostenibilitat, però no resol el problema estructural de fons: la manca d’una indústria europea robusta, integrada i competitiva que pugui reduir la dependència exterior i garantir la resiliència a llarg termini.

Enmig d’aquesta cursa per desplegar bateries, sorprèn la vigència renovada de tecnologies clàssiques com la hidroelèctrica reversible. Les instal·lacions de bombeig continuen essent la principal font d’emmagatzematge pel que fa a potència operativa, i ho són perquè aporten una cosa que les bateries encara no poden garantir completament: estabilitat, durabilitat i una resposta estructural al sistema. Molts països europeus han confiat durant dècades en aquestes centrals, que avui es tornen indispensables per mantenir l’equilibri de la xarxa. El cas del gran apagada de la península Ibèrica el 28 d’abril de 2025 n’és un exemple concloent. En aquell episodi, les centrals hidroelèctriques amb capacitat de black-start van ser les primeres a reactivar-se, i van permetre restablir la normalitat del sistema abans que qualsevol altra tecnologia. 

És paradoxal, però revelador: mentre Europa mira cap a l’hidrogen i les bateries avançades, l’última línia de defensa del sistema segueixen sent les tecnologies més antigues i més provades.

Tot i així, l’informe evidencia grans diferències entre països. El Regne Unit lidera amb més de 40 GW previstos només en bateries, impulsat per un mercat molt madur de serveis auxiliars i per una regulació clara i atractiva per als inversors. Alemanya i Polònia experimenten també un creixement accelerat, mentre altres països encara no han definit objectius concrets ni han implementat polítiques clares en els seus plans nacionals d’energia i clima. Només sis Estats membres han establert objectius quantificats d’emmagatzematge; la resta es limiten a declaracions de bones intencions sense compromisos mesurables. Aquesta divergència és preocupant, perquè pot crear un mapa energètic europeu desequilibrat, amb zones altament flexibles i zones vulnerables, fet que compromet l’eficiència de la integració continental i la resiliència comuna davant crisis energètiques.

Pel que fa a l’hidrogen i altres formes d’emmagatzematge químic, el contrast entre expectatives polítiques i realitat operativa és evident. L’informe revela només 64 projectes de power-to-gas (H₂) operatius, la majoria en fase pilot. Aquesta tecnologia continua sent cara, amb un rendiment limitat i sense una cadena de valor plenament consolidada. És probable que l’hidrogen tingui un paper clau en sectors difícils de descarbonitzar com la indústria o el transport pesant, però com a sistema d’emmagatzematge elèctric massiu encara està lluny de competir amb les bateries o les PSH.

El futur de l’emmagatzematge també passa per noves formes de flexibilitat distribuïda, especialment el paper dels vehicles elèctrics. Milions de bateries sobre rodes podrien esdevenir una xarxa descentralitzada d’emmagatzematge, aprofitant tecnologies vehicle-to-grid. Tanmateix, l’absència d’estàndards, la incertesa reguladora i els models de negoci incipients frenen un dels potencials més poderosos i barats de flexibilització del sistema elèctric europeu. Aquesta és una de les grans oportunitats que Europa corre el risc de deixar escapar si no actua amb decisió.

El repte europeu és de naturalesa tècnica, però sobretot política. La integració massiva de renovables exigeix una flexibilitat sense precedents, i aquesta flexibilitat només pot ser proporcionada per sistemes d’emmagatzematge desplegats de manera planificada, ajustada i coordinada. 

Cal redissenyar els mercats elèctrics perquè l’emmagatzematge sigui rendible, cal accelerar l’emissió de permisos, cal una política industrial continental que eviti dependències crítiques, i cal, sobretot, que els Estats membres comencin a treballar amb objectius comuns i coherents.

La transició energètica europea no fracassarà per manca de generació renovable. Pot fracassar, en canvi, per manca de flexibilitat (que és la gestinabiltiat de les fonts renovables), de visió estratègica i d’emmagatzematge. 

Europa té els recursos econòmics, el coneixement científic i la voluntat política per liderar la revolució energètica global, però necessita convertir aquestes capacitats en accions concretes, coordinades i urgents. L’emmagatzematge no és un complement: és el cor del sistema elèctric del futur. Sense aquest cor bategant amb força, les renovables corren el risc de quedar-se en una promesa fràgil, incapaç de garantir la seguretat, la sostenibilitat i l’eficiència que el continent necessita.

Europa ja ha fet els primers passos, però encara li manca el més important: caminar unida, amb determinació i amb ambició real. Perquè sense emmagatzematge, la transició energètica no és només incompleta: és impossible

Ramon Gallart

El "Grid Forming" a les Xarxes Elèctriques Catalanes de Petits DSOs

Repte crític per a la seguretat, la digitalització i la integració renovable

La transformació del sistema elèctric europeu ens està empenyent, vulguem o no, cap a un escenari en què la generació renovable distribuïda i l’electrònica de potència deixen de ser un complement i passen a ser l’eix central del funcionament de la xarxa. L’actualització del codi europeu de requisits per a generadors (NC RfG 2.0) preveu que, en pocs anys, la major part dels parcs de generació tipus B i superiors connectats a la distribució hagin de ser “grid forming”: convertidors capaços no només d’injectar potència, sinó de donar forma a la xarxa, fixant tensió i freqüència i contribuint a l’estabilitat global del sistema. Aquest canvi normatiu neix d’una necessitat real: 

Si cada cop tenim menys màquines síncrones grans al sistema, algú ha de fer la feina que abans feia la inèrcia mecànica.

I aquesta “nova inèrcia” vindrà, inevitablement, dels convertidors Grid Forming Converters (GFC). 

Ara bé, aquesta bona notícia per a la transició energètica porta associats riscos nous, sobretot per a les xarxes de distribució. El document sobre “Grid Forming Roadmaps”  de la EU DSO Entity remarca un dels perills més importants: 

La formació d’illes no desitjades. 

En el món “clàssic”, quan una linia o alimentador, o una part de la xarxa es desconnectava per una falta o una maniobra, la tensió queia i la freqüència deixava de ser estable, de manera que les proteccions acabaven desconnectant la generació distribuïda. El sistema, senzillament, s’apagava. En canvi, un GFC ben dissenyat fa exactament el contrari: 

Intenta mantenir tensió i freqüència dins dels marges, perquè aquesta és justament la seva funció. 

El resultat és que una part de la xarxa pot quedar alimentada, inadvertidament, com una microxarxa “fantasma”, sense que l’operador se n’adoni a temps. Les proteccions basades en RoCoF, vector shift o simples llindars de tensió i freqüència, que ja estaven sota sospita, perden encara més eficàcia. El que abans era una anomalia breu ara pot convertir-se en una illa sostinguda amb implicacions serioses de seguretat pública, de danys a equips i de coordinació amb els esquemes automàtics de maniobra.

Aquest problema és particularment agut a les xarxes de mitja tensió amb grans volums de generació connectada a baixa tensió a través de transformadors MV/LV amb primari en triangle i secundari en estrella. Quan la xarxa queda aïllada del seu punt d’alimentació principal, el neutre passa a estar aïllat i un defecte monofàsic a terra pot ser alimentat pels convertidors GFC sense que les proteccions tradicionals vegin prou corrent de falta per actuar. 

Que passaria amb un GF no controlat donada una xarxa aparentment normal, amb tensió present, amb cable soterrat o una línia aèria  amb falla homopolar o una estructura tocant terra que continua energitzada i sense un mecanisme clar perquè el DSO ho detecti i actuï ràpidament?

Les solucions proposades passen per esquemes més complexos com serien les proteccions basades en tensions residuals, transformadors d’equipotencialitat de neutre, reclosers intel·ligents amb mesura de tensió a terra, o bé un salt qualitatiu en digitalització, amb ADMS capaç de correlacionar l’estat dels interruptors amb mesures locals de tensió i freqüència per deduir que hi ha una illa en funcionament.

A Catalunya hi ha diversos distribuïdors petits. Aquestes empreses acostumen a tenir xarxes molt ramificades, amb una proporció elevada de línia aèria de mitja tensió, una densitat de càrrega relativament baixa i un creixement ràpid d’autoconsum fotovoltaic a baixa tensió. Sovint, el seu centre de control és modest, amb un petit SCADA, i la informació en temps real sobre l’estat de la xarxa és limitada. Per a aquests operadors, l’entrada massiva de generació grid forming no és només una qüestió de complir una norma europea, sinó un autèntic canvi de paradigma que posa pressió a la seva capacitat tècnica, humana i financera.

En una xarxa rural catalana típica, amb transformadors dispersos, molts quilòmetres de línia aèria, orografia complicada i fortes variacions de demanda segons temporada, la probabilitat de formar illes involuntàries pot ser relativament alta quan augmenti la penetració de GFC. Per exemple, un alimentador de 20 kV que alimenta diversos pobles i masies amb un fort desenvolupament fotovoltaic pot convertir-se fàcilment en una illa si s’obre l’interruptor de capçalera a causa d’una falta o d’un error de maniobra. Si hi ha suficient capacitat grid forming i el balanç generació-càrrega és favorable, la tensió es mantindrà i la freqüència no caurà. Des del punt de vista dels clients, això pot semblar fins i tot desitjable (“seguiran tenint llum malgrat la falta”), però des del punt de vista de la seguretat i la coordinació amb la resta del sistema, és una situació delicada: 

Es poden produir re-sincronitzacions sobtades quan l’operador intenta restablir el servei, es poden mantenir defectes a terra no detectats, i es pot comprometre la integritat dels equips tant del distribuïdor com dels clients.

A més, molts d’aquests distribuïdors catalans no disposen encara d’un ADMS avançat ni d’una monitorització sistemàtica de tensió i freqüència a totes les sortides i punts clau. Implementar esquemes centralitzats de detecció d’illes, com els que proposa el document, pot ser econòmicament molt costós. Posar transformadors de neutre, VTs i relés sofisticats a cada centre de transformació amb generació significativa és, senzillament, prohibitiu. Per a una empresa que gestiona, menys de 100.000 punts de subministrament, amb dotacions de personal limitades i un marc regulador que no sempre reconeix aquestes inversions, el risc és acabar atrapada entre dues obligacions: 

D’una banda, donar accés a la generació grid forming perquè el marc europeu la demana; de l’altra, mantenir la seguretat i la qualitat de servei sense disposar de les eines i recursos necessaris.

Això fa que el disseny dels fulls de ruta nacionals del grid forming hagi de tenir en compte explícitament la realitat d’aquests distribuïdors de mida petita. Una estratègia raonable podria passar per prioritzar la funcionalitat GFC en aquells punts de connexió que ja estan ben instrumentats (subestacions amb SCADA, alimentadors amb mesura en temps real, zones on hi hagi plans d’inversió en digitalització) i ser més flexibles en entorns rurals on el cost de les mesures de mitigació superaria amb escreix el benefici immediat. També seria intel·ligent promoure solucions compartides: 

Plataformes d’ADMS, serveis comuns de telecontrol i anàlisi, o esquemes estàndard de protecció que els proveïdors puguin replicar de manera econòmica. Forçar cada petit distribuïdor a reinventar la roda seria una recepta per al fracàs.

També caldrà revisar a fons les pràctiques de protecció a baixa tensió en aquestes xarxes amb molta fotovoltaica resiencial. Avui dia, encara és habitual confiar en proteccions integrades als convertidors i elements passius com fusibles i interruptors automàtics. Però en un escenari amb convertidors GFC capaços de sostenir una illa a BT, aquestes solucions poden quedar curtes. Haurà de quedar molt clar on es troba la frontera entre alimentació de “backup” voluntàri, per exemple, un habitatge que es desconnecta reglamentàriament de la xarxa i opera en illa pròpia i, alimentació involuntària de trams sencers de xarxa pública. La clau serà definir criteris clars de disseny de les instal·lacions d’autoconsum, garantir que els equips incorporen funcions d’anti-illa compatibles amb el món GFC i coordinar-ho amb els requisits del distribuïdor en cada zona.

Per als distribuïdors catalans de menys de 100.000 punts, doncs, el grid forming no és ni un luxe tecnològic ni una simple casella normativa per marcar. És un repte estratègic. 

Pot convertir-se en una oportunitat per modernitzar la xarxa, desplegar sensòrica, digitalitzar processos i dotar-se d’eines avançades de gestió que avui només tenen les grans companyies. Però, si no es planifica bé i no es dota de finançament i regulació adequats, pot ser una càrrega que posi en risc la seva viabilitat i compliqui encara més la integració de renovables a les zones rurals i semiurbanes de Catalunya. 

El debat real, per tant, no és si volem grid forming o no, això ja està decidit a nivell europeu,  sinó com fem que aquesta transició sigui justa i assumible també per als operadors petits, que són fonamentals per electrificar el territori i fer arribar la transició energètica a tot arreu.

L’èxit dels fulls de ruta de grid forming dependrà de la capacitat d’ajustar els requeriments tècnics als contextos reals. Per a les grans xarxes de distribució interconnectades, el camí passarà per ADMS avançats, proteccions coordinades, esquemes sofisticats de detecció d’illes i una relació molt estreta amb el TSO. Per als distribuïdors catalans petits, caldrà una combinació de pragmatisme i ambició: 

Desplegar allà on hi ha més risc i més benefici, aprofitar al màxim solucions estandarditzades i compartides, i reclamar un marc regulador que reconegui que la seguretat, la qualitat de servei i la integració ordenada de renovables són béns públics que no es poden exigir sense donar, alhora, les eines per assolir-los. 

El grid forming és, sens dubte, una peça clau del futur elèctric europeu; que aquest futur funcioni també a les valls del Pirineu, als municipis de la Catalunya interior i a les xarxes locals de la costa dependrà de com ara convertim aquest repte en una oportunitat real per als nostres distribuïdors.

Ramon Gallart

Energia Solar des de l'Espai.

En un atrevit pas cap a una nova era de l’energia espacial, la startup Star Catcher preten convertint en realitat una idea que durant dècades ha semblat pròpia de la ciència-ficció. 

Generar energia solar a l’espai i distribuir-la entre satèl·lits. El seu plantejament, tan enginyós com pragmàtic, podria marcar un abans i un després en la manera com s’alimenten els dispositius que orbiten al voltant de la Terra.

Durant anys, el concepte d’energia solar espacial ha estat vinculat a visions colossals, amb immenses plataformes de panells solars en òrbita enviant energia a la superfície terrestre. Tot i que la idea és científicament plausible, els reptes tècnics, logístics i econòmics han impedit portar-la a gran escala. Star Catcher, però, ha decidit replantejar aquesta visió amb un enfocament més modest però molt més realista: en lloc d’intentar abastir la Terra, proposa subministrar energia directament a altres satèl·lits en òrbita baixa, convertint-se en una mena de xarxa elèctrica orbital.

Els seus satèl·lits, concebuts com a nodes de potència, actuaran com petites centrals solars que transmetran energia a aparells situats en trajectòries properes. Aquest plantejament no només simplifica enormement el sistema tècnic, sinó que també respon a una necessitat creixent. Amb la previsió que hi hagi fins a 50.000 satèl·lits operatius l’any 2030, la demanda d’energia en òrbita serà més important que mai. En aquest context, poder disposar d’una font d’energia externa que allargui la vida útil dels satèl·lits o els permeti operar a potències més altes és un avantatge que pot marcar la diferència.

Cada node de potència de Star Catcher, amb un pes aproximat de 800 kg i situat a uns 1.500 km d’altitud, pot servir diversos satèl·lits clients. En una indústria on cada gram compta i on el cost de llançament és un factor crític, externalitzar part de l’energia és una opció molt atractiva per a molts operadors.

Malgrat trobar-se en una fase inicial, la startup ja ha aconseguit un finançament de 12,25 milions de dòlars i ha despertat l’interès de diversos clients potencials. El pas decisiu arribarà a finals del 2025, quan es preveu el llançament del primer satèl·lit de demostració. Si la prova confirma la viabilitat del sistema, l’empresa té l’ambició de desplegar fins a 200 nodes de potència en el futur.

Tot i que molts experts consideren que la viabilitat tècnica del projecte és prometedora, la seva viabilitat econòmica encara desperta interrogants. Alguns especialistes hi veuen un mercat de nínxol clar, mentre que d’altres recomanen prudència, tot i reconèixer l’encert d’apostar per un projecte progressiu i escalable.

A mesura que Star Catcher avanci, podria redefinir la manera com s’alimenten els satèl·lits en un espai cada vegada més concorregut. Tant si el seu enfocament esdevé un nou estàndard com si obre la porta a projectes encara més ambiciosos, el cert és que la indústria espacial segueix amb atenció els seus moviments. En un moment en què la humanitat mira cap a la Lluna, Mart i més enllà, la idea d’una infraestructura energètica orbital ja no sembla tan llunyana, i Star Catcher podria ser un dels seus pilars fonamentals.

Ramon Gallart

Fonts:
https://www.energy.gov/space-based-solar-power
https://www.esa.int/Enabling_Support/Space_Engineering_Technology/SOLARIS/Space-Based_Solar_Power_overview

La decisió sobre les nuclears vista des de la Via Làctia.

La votació al Congrés que va tombar l’esmena del PP per eliminar les dates de tancament de les nuclears, amb l’abstenció decisiva de Junts, s’ha presentat com una batalla estratègica sobre el futur de les nuclears i del model energètic. 

En realitat, és més aviat un símptoma que no pas una solució: confirma que continuem improvisant en lloc de pensar en gran. 

I quan dic “pensar en gran” no em refereixo només a mirar a l’horitzó del 2035, sinó a aixecar realment la mirada, des les nuclears fins a la Via Làctia.

El moviment del PP, intentant colar una modificació nuclear en una llei que no hi tenia res a veure, sense informes tècnics ni consulta al CSN, no era una aposta seriosa per a un nou model energètic; era un gest polític. 

El rebuig de l’esmena tampoc no resol res: amb dates o sense dates, les empreses poden demanar pròrrogues igualment i el CSN continuarà sent qui tingui l’última paraula. El problema no és jurídic, és de model. 

A Catalunya, això es tradueix en una única certesa: la incertesa. Les centrals nuclears són una peça clau del sistema elèctric, però no hi ha un calendari clar ni consensuat, el desplegament de renovables acumula anys de retard i el territori que viu de la nuclear no té cap full de ruta sòlid per al “dia després”. Les Terres de l’Ebre continuen atrapades entre l’esperança d’un miracle i la por a una catàstrofe econòmica, i mentrestant ningú no fa l’esforç seriós d’imaginar què podria ser una transició justa, planificada i amb ambició.

Al mateix temps, a Madrid el debat s’ha convertit en un espectacle permanent. El PP busca una narrativa “pro-nuclear” per diferenciar-se, el PSOE defensa el calendari actual sense accelerar de debò les alternatives, Podem i Bildu es mantenen en una oposició més ideològica que estratègica i Junts opta pel càlcul parlamentari sense assumir una posició clara sobre quin model energètic vol per a Catalunya. Enmig d’aquest escenari, el país queda atrapat en la pitjor opció possible: la indefinició.

És aquí on resulta útil mirar-se aquest debat amb les ulleres de l’astronomia. En el camp de la recerca de vida a l’univers, hi ha una idea coneguda com la Rare Earth hypothesis: la vida complexa seria extraordinàriament rara perquè requereix una combinació gairebé irrepetible de factors, des d’una lluna gran fins a una composició química molt específica. Si a l’equació de Drake hi anem afegint condicions i més condicions, el resultat tendeix a zero. Som únics, irrepetibles, quasi miraculosos. Doncs bé, la política energètica catalana i espanyola sembla haver comprat, sense dir-ho, una versió reduïda d’aquesta hipòtesi: el nostre esquema actual (nuclears longeves, poques renovables, molta dependència externa) es tracta com un equilibri fràgil que no es pot tocar massa. Qualsevol canvi es viu sobretot com una amenaça, no com una oportunitat.

Però l’astronomia també ens ofereix una altra imatge possible. Potser hi ha moltes maneres diferents d’arribar a la vida intel·ligent; potser no hi ha un únic camí estret, sinó múltiples camins paral·lels que no s’assemblen gaire al nostre i que també funcionen. Traduït al nostre debat, vol dir que hi ha moltes maneres d’assegurar energia, prosperitat territorial i seguretat de subministrament. 

El problema és que nosaltres només discutim si allargar o no una sola peça del sistema, en lloc de repensar tot el conjunt.

Aquí entra en joc el principi copernicà, segons el qual no som especials: el lloc on vivim i el moment en què existim haurien de ser, en general, típics. Això funciona molt bé per explicar coses com Neptú: si nosaltres tenim Neptuns, és raonable pensar que altres sistemes planetaris també en tinguin. Però aquest principi falla quan el fem servir per parlar d’allò que és imprescindible per a la nostra existència. No podem assumir que totes les atmosferes tindran oxigen només perquè la nostra en té. La versió refinada d’aquest avís és el principi antròpic feble: només pots observar l’univers des d’un lloc on les condicions et permeten existir. Que tu siguis aquí no vol dir que aquest “aquí” sigui habitual; només vol dir que és viable.

Això ens hauria de fer desconfiar d’un cert “excepcionalisme nuclear” que contamina el debat. El fet que l’energia nuclear tal com l’hem gestionada fins ara hagi estat clau per al nostre sistema elèctric no implica que no hi hagi alternatives realistes. Si fóssim conseqüents amb el pensament científic, ens plantejaríem seriosament aquesta pregunta: 

Si avui haguéssim de dissenyar de zero el mix energètic de Catalunya, amb el coneixement i la tecnologia actuals, faríem exactament el mateix que tenim? 

Acceptaríem la mateixa concentració de risc en pocs reactors, la mateixa dependència de combustibles fòssils, el mateix menyspreu de facto per les renovables distribuïdes i per l’eficiència? 

És difícil respondre que sí amb honestedat intel·lectual.

Un altre concepte astronòmic que ens pot servir és l’escala de Kardashev, que classifica les civilitzacions segons la seva capacitat d’aprofitar energia. Una civilització de Tipus I aprofita pràcticament tota l’energia disponible al seu planeta; una de Tipus II, tota l’energia de la seva estrella; una de Tipus III, la de tota la galàxia. 

Nosaltres ni tan sols hem arribat a ser una civilització de Tipus I, ni a escala global ni, encara menys, a escala catalana. 

Estem molt lluny d’utilitzar de manera racional i sostenible tota l’energia que ens arriba en forma de sol, vent, onatge o biomassa, i malgrat això discutim el futur de les nuclears com si fos gairebé l’única clau del sistema.

Una “Catalunya Type I” no seria una Catalunya tapada de ciment i aerogeneradors mal posats, sinó un país que aprofita a fons el potencial renovable del seu territori amb criteris ambientals i socials, que redueix dràsticament el malbaratament energètic, que reparteix millor les oportunitats econòmiques més enllà dels pols tradicionals i que integra tecnologies (inclosa, si cal, la nuclear) dins d’un pla coherent i temporalitzat, no com pedaços de darrera hora. En aquest esquema, el debat sobre la pròrroga de les nuclears no desapareix, però canvia de categoria: deixa de ser “el” tema i es converteix en un instrument més al servei d’una estratègia clara.

En el debat sobre la vida extraterrestre, Hart’s Fact A ens recorda una realitat tan simple com contundent: aquí, ara mateix, no convivim amb cap altra civilització tecnològica. Això implica que no hi ha hagut, com a mínim a la nostra galàxia, una onada de civilitzacions expansives que ho hagin colonitzat tot, perquè si fos així, difícilment seríem aquí. En el nostre terreny, també tenim un “fet A” incòmode: 

Catalunya no té avui un pla energètic que combini seguretat de subministrament, descarbonització i desenvolupament territorial d’una manera creïble i compartida. 

Podem encadenar discursos, anuncis i calendaris teòrics, però quan mires fredament el conjunt (retards en renovables, incertesa nuclear, dependència del gas, fragilitat de la xarxa, oportunitats perdudes a territoris com les Terres de l’Ebre) es fa evident que el que falla no és una esmena al Congrés, sinó l’absència d’un model.

Les darreres recerques sobre l’origen de la vida apunten que aquesta podria haver aparegut molt aviat a la Terra, potser només 200 milions d’anys després de la formació dels oceans. En termes còsmics, és un sospir. Això suggereix que, en condicions adequades, posar en marxa la vida potser no és tan difícil; el que és lent és el camí fins a una civilització capaç de preguntar-se per tot això. En canvi, la nostra política energètica sembla funcionar a l’inrevés: 

Tenim una combinació molt favorable de tecnologia, capital i coneixement per fer una transició, però el que frena no és la física, és la política. 

No és impossible planificar el futur de les nuclears amb una estratègia clara per a les Terres de l’Ebre; no és impossible desplegar renovables amb consens i retorn local; no és impossible dissenyar un model que combini seguretat, clima i oportunitats territorials. El que sembla “difícil”, en realitat, és assumir costos polítics a curt termini per guanyar coherència a llarg termini.

Quan busquem vida fora de la Terra, distingim entre biosignatures (empremtes de la química de la vida en una atmosfera i tecnosignatures, traces de tecnologia avançada). Cap d’aquests senyals és fàcil d’interpretar; molts poden ser falsos positius. En energia passa una cosa semblant: no n’hi ha prou amb alguns megawatts instal·lats o amb una votació concreta per concloure que “anem bé”. 

Els veritables indicadors d’un model coherent serien calendaris creïbles i respectats, inversions sostingudes en renovables i en xarxa, plans concrets de reindustrialització i transició justa per als territoris afectats i institucions reguladores amb autonomia i prestigi. 

El que tenim ara s’assembla més a un mosaic de senyals contradictoris que no permeten saber si hi ha un autèntic projecte de fons o només soroll.

En astronomia hi ha una limitació fonamental: no es pot provar un negatiu. No és possible demostrar que no hi ha vida a Mart ni que estem sols a la galàxia; només podem acumular resultats i anar restringint possibilitats. 

En política energètica, però, fem servir molt alegrement negatius absoluts com a arguments: “no hi ha alternativa realista”, “és impossible fer-ho d’una altra manera”. 

No podem demostrar amb certesa matemàtica que aquestes frases siguin falses, però podem fer el que fa la bona ciència: ampliar el camp de possibilitats, explorar camins nous, acceptar que les nostres intuïcions estan condicionades pel que hem fet fins ara.

L’episodi del Congrés no canviarà gairebé res a curt termini: les dates oficials continuaran, les empreses podran seguir demanant pròrrogues i el CSN mantindrà la clau última. Però sí que ha servit per fer més visible una cosa que ja sabíem: 

Que continuem sense una política energètica coherent, i que això, a Catalunya, pot acabar tenint un cost alt, sigui en forma de pròrrogues improvisades per necessitat, sigui en forma d’un tancament sense alternatives preparades. 

Potser és hora d’aprendre una mica de com la ciència afronta la gran pregunta de si som sols a l’univers: reconèixer el que sabem i el que no sabem, admetre els nostres biaixos i desitjos i construir escenaris basats en evidències i models, no en improvisacions i càlculs de curt termini. Si algun dia volem ser, metafòricament, una civilització “Kardashev Type I” catalana (un país capaç d’aprofitar de manera intel·ligent l’energia del seu territori), haurem de deixar de veure ovnis a cada votació i començar a fer el que la ciència fa millor: preguntar-se seriosament, planificar amb rigor i acceptar que la pitjor opció no és equivocar-se, sinó renunciar a pensar el futur.

Ramon Gallart

Quan l’energia no és per a tothom.

El sector energètic europeu es troba immers en un procés de profunda transformació els qual redefineix no només la manera com es genera i consumeix electricitat, sinó també les relacions de poder i dependència econòmica dins del continent. 

La descarbonització, impulsada per l’European Green Deal i els objectius de neutralitat climàtica per al 2050, obliga a repensar completament el mix energètic i les infraestructures de generació, transport i emmagatzematge. Aquesta transició, tot i necessària i urgent, presenta una dualitat clara: 

D’una banda, l’expansió de les energies renovables ha reduït emissions i ha disminuït la dependència dels combustibles fòssils importats; de l’altra, ha introduït noves formes d’inestabilitat i incertesa al mercat elèctric.

La intermitència de les fonts renovables i la volatilitat dels preus, amplificada per un sistema marginalista poc adaptat a les noves realitats, han evidenciat la fragilitat d’un model de mercat que prioritza la competència teòrica per sobre de l’estabilitat social. La crisi energètica desencadenada pel conflicte d’Ucraïna ha deixat al descobert la vulnerabilitat estructural d’Europa: 

La seva dependència del gas rus i la manca d’una estratègia comuna realment coordinada. 

Els esforços per diversificar fonts i impulsar l’hidrogen verd són passos importants, però encara insuficients. 

El problema és que la política energètica europea es troba fragmentada entre interessos estatals i corporatius, amb un excés de normatives i una manca d’integració efectiva dels mercats nacionals. El resultat és un sistema que sovint beneficia els grans actors i castiga els consumidors i petites empreses.

En el cas d’Espanya, la paradoxa és evident. És un dels països amb més potencial per liderar la transició energètica, però alhora manté un mercat altament concentrat i una regulació que tendeix a afavorir els oligopolis tradicionals. El Pla Nacional Integrat d’Energia i Clima marca una direcció ambiciosa, però la seva implementació topa amb obstacles estructurals: 

Una fiscalitat que penalitza el petit productor, retards burocràtics que frenen el desenvolupament de projectes renovables i una manca de planificació clara en matèria d’emmagatzematge i flexibilitat de la xarxa. 

La transició espanyola, per tant, corre el risc de ser més una substitució tecnològica que un canvi de paradigma.

El sistema continua reproduint dinàmiques centralitzades i verticals. Les grans corporacions impulsen macroprojectes eòlics i fotovoltaics amb impactes territorials significatius, mentre que l’autoconsum i les comunitats energètiques avancen amb lentitud i obstacles administratius. Alhora, el debat sobre els preus i peatges continua marcat per una opacitat reguladora que perpetua els privilegis dels grans actors del sector. La manca de transparència i la captura reguladora són, probablement, un dels principals frens per a una veritable democratització energètica.

A Catalunya, la situació és encara més complexa. Malgrat un discurs polític favorable a la sobirania energètica, el territori pateix un endarreriment notable en la instal·lació de renovables. Les traves administratives, la resistència social a projectes percebuts com a imposicions externes i la dependència històrica de l’energia nuclear i de les importacions han generat una dependència estructural difícil de trencar. 

El model energètic català ha estat més reactiu que transformador, i la seva capacitat d’autogovern en aquest àmbit continua molt limitada pel marc estatal i europeu. 

No obstant això, es poden detectar brots de canvi: el creixement de cooperatives energètiques, les iniciatives municipals d’autoconsum compartit i els projectes pilot d’hidrogen verd al Camp de Tarragona i l’Empordà apunten cap a un model més descentralitzat i arrelat al territori.

En paral·lel, la digitalització i la intel·ligència artificial emergeixen com a eines fonamentals per optimitzar la gestió energètica. Les aplicacions d’IA permeten predir millor la demanda i la generació renovable, gestionar xarxes intel·ligents en temps real i millorar l’eficiència global del sistema. Tanmateix, aquesta transformació comporta nous riscos: 

Una major dependència tecnològica, vulnerabilitats en ciberseguretat i desequilibris en l’accés i el control de les dades. 

Si la governança digital del sistema energètic queda en mans d’unes poques corporacions tecnològiques o energètiques, el resultat pot ser una nova concentració de poder disfressada de modernització.

El futur del sector elèctric europeu, espanyol i català es decidirà en la manera com s’afrontin tres grans reptes: la democratització i participació ciutadana, la sobirania tecnològica i reguladora, i la justícia territorial i social. Sense una ciutadania empoderada i comunitats energètiques fortes, la transició serà només un canvi d’infraestructura, no de model. Sense control públic i transparència, la digitalització i la intel·ligència artificial poden convertir-se en noves eines de dependència. I sense una distribució justa dels costos i beneficis, la transició podria aprofundir les desigualtats existents.

La lectura crítica del document Energy and AI revela que, més enllà dels avenços tècnics, la transició energètica és sobretot un repte polític i social. Cal un nou pacte energètic europeu basat en la sobirania, la sostenibilitat i la justícia social, on la tecnologia sigui un mitjà al servei del benestar col·lectiu i no un fi en si mateixa. Només així l’energia podrà deixar de ser un instrument de poder per convertir-se en un bé comú, gestionat de manera democràtica i responsable.

Ramon Gallart

Entre la Transició i la Realitat, una Mirada Combinada al Futur Energètic.

Fa uns dies vaig publicar un article sobre el Global Energy Perspective 2025 de McKinsey, on analitzava com aquest informe reflecteix la maduresa de la transició energètica després d’una dècada de canvis tecnològics, geopolítics i industrials. 

Avui reprenc aquella reflexió per incorporar-hi una nova mirada: la del BP Energy Outlook 2025, un document elaborat per una de les principals empreses del sector dels combustibles fòssils, que ofereix una perspectiva complementària i, en alguns aspectes, més pragmàtica, sobre el futur energètic mundial. La finalitat d’aquest article és, per tant, posar en diàleg aquestes dues fonts de referència per obtenir una opinió més global que combini la visió analítica i transversal de McKinsey amb la lectura econòmica i de mercat que aporta BP.

L’any 2025 es troba immers en una etapa de redefinició energètica profunda, on la descarbonització avança però a un ritme insuficient per assolir els objectius de l’Acord de París. Tant McKinsey com BP coincideixen que la transició s’està veient condicionada per tres forces interconnectades: 

1.- La necessitat d’assegurar l’abastiment energètic,

2.- El cost de les tecnologies netes i,

3.- La creixent pressió per reduir emissions sense comprometre el creixement econòmic. 

Aquesta tensió, present en tots dos informes, configura el relat central d’un sistema que canvia, però que encara depèn fortament dels combustibles fòssils i de la seva evolució en els mercats internacionals.

Les conclusions de McKinsey es basen en tres escenaris els quals, la consultora preveu que el món no arribarà a limitar l’escalfament global a 1,5 °C, amb temperatures que oscil·larien entre 1,9 i 2,7 °C el 2100. BP arriba a resultats similars, amb escenaris com Accelerated, Net Zero i New Momentum, on l’objectiu de neutralitat climàtica es veu igualment compromès. Tots dos coincideixen que la demanda energètica global continuarà creixent almenys fins a mitjan segle, impulsada per l’expansió econòmica de l’Índia, el Sud-est Asiàtic i l’Àfrica. Una dada destacada de McKinsey mostra que menys del 45% de la població mundial consumeix actualment més del 80% de l’energia global, un desequilibri que es revertirà progressivament a mesura que les economies emergents augmentin la seva intensitat energètica.

L’electrificació emergeix com el fil conductor dels dos estudis. BP i McKinsey consideren que el futur de l’energia serà eminentment elèctric, amb una combinació de fonts renovables, gas natural i nuclears. McKinsey destaca que la demanda elèctrica podria duplicar-se abans del 2050, impulsada per la indústria, la climatització d’edificis i l’expansió dels centres de dades associats a la intel·ligència artificial (IA). Aquesta és, de fet, una de les grans novetats de la dècada: la IA i el processament massiu d’informació s’han convertit en nous motors estructurals de consum elèctric. Els càlculs de McKinsey indiquen que la demanda energètica d’aquests centres creixerà un 17% anual fins al 2030, i que només als Estats Units podrien representar fins al 14% del consum total d’electricitat. Aquesta concentració crea noves tensions en les xarxes i obliga a invertir en infraestructura més robusta i flexible.

BP observa el mateix fenomen des d’una òptica més macroeconòmica i adverteix que l’augment del consum derivat de la IA podria neutralitzar bona part dels guanys d’eficiència energètica assolits en altres sectors. Alhora, la companyia reconeix que la mateixa IA pot esdevenir una eina poderosa per optimitzar la gestió de xarxes i la integració de renovables, convertint-se així en una font de resiliència. Tant BP com McKinsey coincideixen que el paper de la IA serà ambivalent: augmentarà la demanda energètica a curt termini, però també millorarà l’eficiència sistèmica a llarg termini.

Un altre element de valor que apareix en ambdós informes és la persistència dels combustibles fòssils. McKinsey preveu que el 2050 el petroli, el gas i el carbó encara representaran entre el 41% i el 55% del consum energètic mundial, mentre que BP situa aquesta xifra al voltant del 40%. Això reflecteix una realitat: 

La transició serà més llarga del que s’esperava i requerirà tant innovació com polítiques més decidides. 

Els dos autors coincideixen també en la importància de la seguretat energètica com a nou eix de decisió política després dels xocs de preus i de les crisis geopolítiques recents. Europa i el Japó, segons McKinsey, n’ofereixen exemples clars, amb estratègies que busquen reduir la dependència exterior mentre mantenen la competitivitat industrial.

Tot i compartir diagnòstic, la diferència de perspectiva entre els dos estudis és evident. McKinsey adopta una mirada més estructural i tecnològica, confiant en el progrés de les bateries, la solar i la captura de carboni com a acceleradors del canvi. BP, en canvi, manté una lectura més pragmàtica i econòmica, advertint sobre la lentitud dels canvis en el mercat i la volatilitat dels preus. 

La consultora parla de transformació; la petroliera, d’adaptació gradual.

Hi ha, a més, un tema emergent que tots dos informes només apunten però que té implicacions profundes: 

El paper de la generació distribuïda i l’autoconsum en el futur de les xarxes elèctriques. L’expansió de la fotovoltaica domèstica i industrial, combinada amb bateries i microxarxes, pot reduir la demanda centralitzada i alterar la lògica de les inversions en distribució. 

McKinsey suggereix que aquesta descentralització pot estabilitzar la xarxa si s’integra digitalment, mentre que BP alerta que podria reduir la rendibilitat de les infraestructures existents i requerir una nova regulació per assegurar l’equitat tarifària. Si traduïm aquestes visions a una taula conceptual, McKinsey veu en l’autoconsum una oportunitat d’innovació i digitalització, mentre que BP el percep com una amenaça per al model tradicional de negoci elèctric. En ambdós casos, el missatge és clar: 

El creixement de la generació distribuïda no eliminarà la necessitat de xarxes, però les transformarà completament. 

La seva expansió física es moderarà, però augmentarà la necessitat de xarxes intel·ligents capaces de gestionar fluxos bidireccionals i variacions horàries extremes.

La comparació entre el Global Energy Perspective 2025 i el BP Energy Outlook 2025 mostra dues cares d’una mateixa moneda. McKinsey ofereix una visió de llarg abast, orientada a la sostenibilitat i la innovació, mentre BP aporta la lectura realista d’un mercat encara dominat per la dependència dels combustibles tradicionals i per la incertesa política. Entre ambdues mirades emergeix una conclusió inequívoca: 

La transició energètica no serà només una qüestió de generació neta, sinó de gestió intel·ligent del sistema. 

La IA, com a gran consumidor i gestor d’energia, i l’autoconsum, com a força descentralitzadora, definiran els pròxims anys una nova arquitectura energètica més fragmentada, però també més resilient. El repte no és tant produir més energia, sinó coordinar millor la seva distribució i ús, en un món que exigeix sostenibilitat sense renunciar al creixement.

Ramon Gallart

Europa Davant una Nova Etapa de Creixement: Menys Energia, més Eficiència i Reptes per a Espanya i Catalunya.

L’informe Global Energy Perspective 2025 de McKinsey & Company ofereix un ampli i detallat anàliside les tendències energètiques globals fins a mitjan segle XXI. 

Es tracta d’un document amb una gran solidesa tècnica i una voluntat clara d’aportar una visió basada en dades, que resulta útil tant per a responsables polítics com per a empreses del sector. Encara que pugui semblar un enfocament neutral, crec que s’hi poden detectar alguns biaixos i limitacions que cal observar amb mirada crítica i posant-ho en context, especialment des de la perspectiva europea, espanyola i catalana.

L’informe reconeix que el món es troba encara lluny d’assolir els objectius de l’Acord de París, ja que cap dels tres escenaris presentats:

1.-Slow Evolution, 

2.- Continued Momentum i,

3.- Sustainable Transformation,

Aconsegueix limitar l’augment de la temperatura global a 1,5 °C. Tot i això, el relat global que s’hi construeix tendeix a transmetre una sensació de progrés sostingut i controlat. Aquesta confiança en una transició energètica ordenada pot semblar optimista si es té en compte la magnitud dels reptes socials, polítics i tecnològics que encara queden per resoldre. L’informe posa molt d’èmfasi en l’eficiència econòmica i en la competitivitat, però dedica menys espai a la dimensió social o territorial de la transició, que és on sovint es troben les principals tensions.

McKinsey admet que els combustibles fòssils continuaran tenint un pes considerable en el mix energètic mundial (entre el 41% i el 55% el 2050) i que tecnologies com l’hidrogen verd o la captura de carboni encara trigaran anys a desplegar-se plenament. Aquesta previsió reflecteix una lectura realista del mercat, però alhora deixa entreveure una certa resignació davant la lentitud de la descarbonització. L’informe aposta per una “transició pragmàtica”, guiada per la rendibilitat econòmica i la seguretat de subministrament, dos valors que guanyen pes en un context de tensions geopolítiques i d’incertesa global. Tot i que aquesta visió és comprensible, pot acabar relegant el principi de sostenibilitat a un segon pla si no s’acompanya d’un impuls polític decidit.

En el cas d’Europa, l’informe reconeix el seu paper de líder normatiu i la seva aposta per un model energètic més net i integrat. Polítiques com el Clean Industrial Deal o la Renewable Energy Directive mostren una voluntat clara d’alinear la competitivitat amb la descarbonització. No obstant això, McKinsey adverteix que la Unió Europea s’enfronta a un repte important: 

Mantenir aquesta ambició en un entorn global on altres potències, com els Estats Units o la Xina, combinen polítiques verdes amb una forta protecció industrial i grans programes d’inversió pública. 

A més, els increments de costos en materials i components clau, com transformadors o bateries, posen de manifest que la transició energètica europea continua sent vulnerable a les disrupcions de les cadenes de subministrament globals. Aquesta observació la considero encertada i apunta a la necessitat de reforçar la producció pròpia de tecnologia energètica dins del continent Europeo.

Per a Espanya, l’informe suposa tant un repte com una oportunitat. El país disposa d’un dels majors potencials d’energia solar i eòlica d’Europa, i les previsions indiquen que podria convertir-se en un actor rellevant dins de la transició verda continental. Tanmateix, la implementació pràctica d’aquest potencial no està exempta de dificultats. El desplegament massiu de parcs renovables sovint genera tensions amb les comunitats locals i planteja qüestions sobre la planificació territorial i la participació ciutadana. L’informe de McKinsey no entra en aquests detalls, ja que el seu enfocament és global i econòmic, però crec que seria desitjable que en futures edicions incorporés amb més profunditat els factors socials i territorials de la transició. D’altra banda, l’avís sobre la necessitat d’assegurar la competitivitat industrial és pertinent:

Espanya haurà de trobar un equilibri entre la reducció d’emissions i el manteniment d’un sector productiu fort, especialment en àmbits intensius en energia com la indústria química o metal·lúrgica.

Catalunya, en aquest context, reflecteix una situació intermèdia. Disposa d’un teixit empresarial i tecnològic avançat, amb capacitat per impulsar innovacions en àmbits com l’eficiència energètica, la digitalització de les xarxes i la mobilitat elèctrica. No obstant això, el seu grau de dependència energètica exterior continua sent alt, i el ritme de desplegament de renovables és encara insuficient per assolir els objectius de 2030. L’informe, tot i no analitzar el cas català específicament, ofereix algunes pistes útils: per exemple, assenyala el creixement accelerat de la demanda elèctrica derivada dels centres de dades i de la indústria digital, un fenomen que pot tenir un impacte notable en territoris com Catalunya si no es planifica adequadament la seva integració a la xarxa elèctrica.

Sobre l’evolució prevista de la demanda energètica i del creixement econòmic mundial fins a mitjans de segle, mostra implicacions clares per a Europa i, indirectament, per a Espanya i Catalunya. La principal conclusió és que la demanda energètica global continuarà creixent, però amb un ritme desigual segons la regió. 

A Europa, aquest augment serà molt més moderat o fins i tot tendirà a l’estancament, a causa de l’eficiència energètica, l’electrificació i la dinàmica demogràfica. 

Segons les projeccions de McKinsey, el continent assolirà un màxim de demanda d’energia abans del 2030, després del qual s’espera un descens progressiu. Els combustibles fòssils perdran pes, mentre que l’electricitat, especialment d’origen renovable, experimentarà un fort creixement, impulsada per la descarbonització del transport i la indústria.

Aquesta transformació implica un canvi profund del model econòmic europeu, ja que la dependència creixent de l’electricitat exigirà grans inversions en xarxes, sistemes d’emmagatzematge i infraestructures digitals. La producció local d’energia renovable pot afavorir un cert reequilibri territorial i reduir la dependència exterior, però també pot generar tensions de planificació i conflictes d’ús del sòl. Europa, hauria d’assumir que el seu creixement econòmic serà més limitat, d’entre l’1% i l’1,5% anual fins al 2050, en contrast amb el 2,6% mundial. Aquest menor dinamisme es deu a l’envelliment de la població, als costos elevats de la transició energètica i a la competència global per recursos crítics com metalls i tecnologia. Tot i això, el continent podria mantenir un nivell de prosperitat elevat si aconsegueix impulsar la innovació en energia, digitalització i eficiència industrial.

En el cas d’Espanya, si be és cert que el país té una posició privilegiada dins d’Europa gràcies al seu gran potencial renovable, especialment solar i eòlic. Aquesta característica pot traduir-se en un avantatge competitiu si s’aprofita per desenvolupar noves cadenes de valor associades, com la producció d’hidrogen verd o la fabricació de components tecnològics. McKinsey suggereix que els països del sud d’Europa podrien sumar entre 0,3% i 0,6% addicional al seu creixement anual del PIB si aprofiten aquestes oportunitats. Tot i així, el risc és que la transició es limiti a un paper d’exportadors d’energia sense consolidar una base industrial pròpia. Això exigiria polítiques actives d’inversió, formació i desenvolupament tecnològic per evitar que la nova economia verda reprodueixi dependències anteriors.

Catalunya, dins d’aquest marc, comparteix amb Europa la tendència cap a un creixement econòmic moderat i una demanda energètica estable, però amb característiques pròpies. El seu teixit econòmic, molt orientat als serveis i a la indústria tecnològica, pot aprofitar la transició per impulsar la innovació i la millora de la productivitat. No obstant això, la dependència energètica exterior i el lent desplegament de renovables continuen sent punts febles. El creixement futur a Catalunya probablement no vindrà tant de l’augment del consum energètic com de l’eficiència, la digitalització i la creació de nous serveis vinculats a la gestió intel·ligent de l’energia.

En conjunt, les previsions de McKinsey apunten cap a un nou model de creixement europeu menys expansiu i més eficient. Europa, Espanya i Catalunya podrien assolir una economia més sostenible, però també més lenta en termes de volum. El repte serà mantenir la competitivitat i la cohesió social en un context en què el progrés no es mesurarà tant pel creixement del consum com per la qualitat i la sostenibilitat del sistema productiu. Si s’aconsegueix orientar la transició energètica cap a la innovació, la participació ciutadana i la reindustrialització verda, aquesta nova etapa podria representar no només un canvi tecnològic, sinó una redefinició del model econòmic i social europeu.

En conjunt, Global Energy Perspective 2025 és un treball que permet comprendre les dinàmiques globals del sector energètic i els escenaris possibles de transició. Aporta una base tècnica sòlida i realista, però tendeix a simplificar algunes dimensions socials i institucionals de la transformació energètica. El seu enfocament, més proper a la lògica del mercat que a la de la governança pública, pot ser útil per a la presa de decisions empresarials, però requereix ser complementat amb visions més holístiques que tinguin en compte la cohesió social, la sobirania energètica i la justícia climàtica.

La seva lectura, en definitiva, convida a reflexionar sobre la necessitat d’una transició energètica que sigui alhora econòmicament viable, socialment inclusiva i ambientalment justa. A Europa, Espanya i Catalunya, això implica no només avançar en tecnologia i eficiència, sinó també repensar els models de governança, garantir la participació ciutadana i assegurar que els beneficis de la transició es distribueixin de manera equitativa. McKinsey ofereix un full de ruta global, però la seva aplicació real dependrà, sobretot, de la capacitat de cada territori per adaptar-lo a la seva realitat política, econòmica i social.

Ramon Gallart

Digitalització i Transició Energètica Com a Reptes de Connectar el Futur Elèctric Europeu.

En plena cursa cap a la descarbonització, la digitalització s’ha convertit en el motor invisible que impulsa el canvi del sistema elèctric europeu. 

El recent informe Digital Solutions for Handling Connection Requests de la DSO Entity (octubre de 2025) ofereix una visió privilegiada sobre com les empreses distribuïdores d’electricitat (DSO) estan transformant la gestió de les sol·licituds de connexió a la xarxa, una tasca aparentment tècnica però fonamental per al futur energètic del continent.

Les xarxes de distribució són avui el punt de contacte entre milions de consumidors i la nova infraestructura elèctrica que ha de sostenir vehicles elèctrics, bombes de calor, plaques solars o centres de dades. Aquesta allau de noves connexions ha fet aflorar tensions estructurals —des de la manca de capacitat de la xarxa fins a la lentitud burocràtica— que només poden abordar-se amb una transformació digital profunda i coordinada.

La digitalització permet reduir els temps de resposta, millorar la transparència i oferir serveis més accessibles. Plataformes com el “Balcão Digital” de Portugal o l’“Intelligent Grid Platform” d’E.ON a Alemanya en són exemples paradigmàtics: gràcies a la integració amb sistemes GIS i a l’automatització dels fluxos de treball, el temps de processament d’una sol·licitud s’ha reduït de diverses hores a minuts. Tanmateix, la tecnologia no és suficient per si sola: cal una simbiosi entre innovació tècnica, reforma reguladora i canvi cultural dins les pròpies organitzacions.

Un dels aspectes més interessants de l’informe és com les DSO equilibren eficiència i inclusivitat. Moltes mantenen canals tradicionals —atenció presencial o telefònica— al costat dels portals digitals, conscients que no tots els usuaris tenen la mateixa alfabetització digital. Aquesta aposta per la multicanalitat pot semblar menys eficient, però reflecteix una responsabilitat social: garantir que la transició energètica sigui també una transició justa.

El document també alerta que els principals colls d’ampolla no són sempre tecnològics. Els retards en els permisos administratius i la dependència de la cadena de subministrament continuen sent els grans entrebancs per a molts projectes. La digitalització pot accelerar els processos interns, però sense una millor coordinació entre actors —municipis, reguladors, operadors de transport i empreses— els avenços seran parcials. Així, la col·laboració institucional i l’intercanvi de dades segures i interoperables emergeixen com a requisits essencials.

Més enllà dels processos, la digitalització redefineix la relació entre operadors i usuaris. Les sol·licituds de connexió deixen de ser tràmits administratius per convertir-se en espais de confiança i coparticipació. L’ús d’intel·ligència artificial per validar documents, fer anàlisis tècniques o generar pressupostos automàtics —com al portal italià Smart Quotation— no sols redueix errors humans, sinó que ofereix respostes immediates i personalitzades. Aquesta nova experiència d’usuari és clau per consolidar la credibilitat de les empreses distribuïdores en un ecosistema cada vegada més descentralitzat i prosumidor.

Però la digitalització també implica riscos i decisions ètiques: la protecció de dades, la ciberseguretat i la transparència en els algoritmes són temes que no poden quedar en segon pla. El principi “seguretat i privacitat des del disseny” ha de ser un pilar estructural, no un afegit posterior. L’informe recorda que l’automatització de processos ha d’anar acompanyada de mecanismes de supervisió i d’una responsabilitat humana clara.

En definitiva, les solucions digitals per a la gestió de sol·licituds de connexió són molt més que una eina tècnica; són una metàfora del nou model energètic: obert, col·laboratiu i orientat a l’usuari. Si Europa vol assolir els seus objectius climàtics, haurà d’entendre que la revolució verda és també una revolució de dades, d’interfícies i de confiança. I que la digitalització, ben aplicada, pot ser el pont que connecti la transició energètica amb la ciutadania.

Ramon Gallart

La Fallida de Natron no Enterra les Bateries de Sodi.

El tancament de Natron Energy, una prometedora empresa emergent de bateries de sodi amb seu a Santa Clara, Califòrnia, va genrar preocupació dins del sector de les energies netes.

El 3 de setembre de 2025, la companyia va cessar les seves operacions per manca de finançament, tan sols un any després d’haver anunciat una fàbrica de 1.400 milions de dòlars a Carolina del Nord amb capacitat per produir fins a 14 GWh de bateries de sodi-ion a l’any. Tot i així, els experts insisteixen que aquest contratemps no suposa la fi d’aquesta tecnologia emergent ni amenaça el seu potencial per substituir les bateries de liti-ion en determinats àmbits.

Natron destacava per la seva aposta pionera en l’ús del Blau de Prússia, un pigment conegut per la seva aplicació en pintures, com a material per als dos elèctrodes de les seves bateries. Aquesta estructura química permetia un intercanvi d’ions més ràpid i costos més baixos, fet que feia els seus productes ideals per a aplicacions estacionàries com l’emmagatzematge d’energia a gran escala o els sistemes de suport elèctric en centres de dades. Amb inversors com Chevron i United Airlines, Natron semblava destinada a consolidar-se com una de les primeres empreses nord-americanes capaces de competir amb el domini asiàtic en aquest camp.

Tanmateix, escalar la producció d’una tecnologia amb baixa densitat energètica va resultar car. Fabricar bateries de baixa densitat energètica requereix més línies de producció per assolir la mateixa capacitat, fet que encareix tant la inversió inicial com els costos operatius. Malgrat haver rebut 19,8 milions de dòlars del programa ARPA-E del Departament d’Energia dels EUA per reconvertir una planta de Michigan, Natron no va poder sostenir el ritme del seu creixement i va tancar les seves portes tant allà com a Califòrnia.

La companyia podria haver estat massa avançada en el temps, oferint solucions per a un mercat; el dels centres de dades, que encara no estava prou madur per adoptar massivament aquesta tecnologia. El seu tancament, juntament amb el de Bedrock Materials mesos abans, reflecteix la volatilitat d’un sector on les innovacions sovint avancen més ràpid que la seva rendibilització comercial.

Mentrestant, la Xina consolida el seu lideratge. Amb més del 75 % de la producció mundial de bateries, el gegant asiàtic ja treballa en bateries de sodi-ion de segona generació, com les del seu fabricant CATL, que ha llançat recentment la marca Naxtra per a vehicles elèctrics. L’avantatge de la Xina rau en la seva capacitat de fabricar a gran escala i en una mà d’obra altament especialitzada, mentre que Occident continua centrant-se més en la innovació que en la industrialització.

Tot i els obstacles, la confiança en el futur del sodi-ion persisteix. Empreses com Mana Battery i Acculon Energy treballen en noves químiques basades en òxids metàl·lics laminats, amb millores potencials en rendiment i cost. Aquestes startups adopten un enfocament pragmàtic: col·laborar amb fabricants existents per accelerar la comercialització sense haver d’assumir despeses desorbitades d’infraestructura, una estratègia inspirada en el model xinès.

Així doncs, el cas de Natron no simbolitza un fracàs tecnològic, sinó les dificultats d’un mercat emergent que encara busca la seva estabilitat industrial. L’evolució de les bateries de sodi-ion continua viva, impulsada per la necessitat global d’alternatives més sostenibles, segures i assequibles. Si alguna lliçó deixa aquesta història, és que la carrera cap al futur de l’emmagatzematge d’energia no es guanyarà només als laboratoris, sinó també a les fàbriques.

Ramon Gallart

La Transició Energètica no és un Rellotge Perfecte.

El determinisme de la mecànica clàssica ens ofereix una imatge elegant d’un univers governat per lleis precises, on conèixer l’estat present d’un sistema n’assegura el futur. 

Per exemple, si sabéssim la posició i la velocitat de totes les partícules, podríem calcular cada esdeveniment, cap al passat o cap al futur, amb exactitud absoluta. És el somni de Laplace: un cosmos precís, previsible i ordenat. Però aquesta visió ideal només funciona en un tauler de billar perfecte, sense fregament ni pèrdua d’energia. Quan sortim del laboratori i entrem al món real, el “soroll” , la fricció, la incertesa, les decisions humanes, trenca la il·lusió del determinisme. I en cap àmbit és tan evident com en la transició energètica europea.

La transició cap a un sistema net i renovable va començar com un projecte quasi “newtonià”: el Pacte Verd Europeu, llançat el 2019, semblava oferir una trajectòria clara i inevitable cap al 2050. Més renovables, menys emissions, un futur descarbonitzat. Però, com en tota teoria, les condicions inicials són rellevants i, en aquest cas, el sistema no és físic sinó socioeconòmic, ple de forces oposades, fluctuacions polítiques i comportaments imprevisibles. el conflicte bèl·lic rus a Ucraïna el 2022 va alterar els paràmetres de partida: la seguretat energètica va passar al primer pla i molts governs van tornar a mirar cap als combustibles fòssils com a recurs d’emergència. El 2024, el viratge polític cap a opcions conservadores i d’extrema dreta va afegir nous termes d’inestabilitat a l’equació, amb pressions per “desregular” i rebaixar ambició climàtica.

Tot i això, les dades mostren un gran progrés. Segons l’anàlisi d’ Eurelectric, gairebé la meitat de l’electricitat europea el 2024 ja provenia de fonts renovables, amb el carbó reduït a menys del 10% i l’energia solar superant-lo per primera vegada. L’eòlica, consolidada com a segona font després de la nuclear, ha mantingut una trajectòria robusta, mentre el gas retrocedeix. Les emissions del sector elèctric van assolir mínims històrics i els preus mitjans de l’electricitat van baixar. Però aquí apareix el “soroll” del sistema: 

La demanda elèctrica no s’ha recuperat amb la força esperada després de la crisi energètica.

El 2024 va registrar un rècord de 1.031 hores amb preu negatiu al mercat majorista, un senyal clar d’una oferta renovable creixent sense prou consum o flexibilitat per absorbir-la.

Aquest desequilibri genera tres riscos concrets que posen en qüestió el “determinisme” de la transició. 

Primer, la canibalització de preus: l’augment d’hores amb preus molt baixos redueix els ingressos efectius (capture prices) de l’eòlica i la fotovoltaica, comprimint la rendibilitat dels projectes, especialment els que depenen del mercat o de PPAs indexats. S&P Global i la premsa financera han assenyalat caigudes de valor en mercats com l’espanyol i l’alemany, i vinculen aquesta tendència a la manca de flexibilitat del sistema i d’emmagatzematge suficient. Si la demanda no creix al mateix ritme que la capacitat renovable, els preus baixos persistiran i els inversors ja s’ho pensaran dues vegades abans de finançar nous projectes.

El segon risc és el curtailment: A Espanya, ja és “la nova normalitat”: hi ha hores en què per restriccions tècniques s’ajusten diversos GW i s’espera que continui el proper estiu per manca de bateries suficients. Això erosiona ingressos i crea incertesa en els fluxos de caixa, un efecte amplificat per l’absència d’un mercat de flexibilitat plenament operatiu. Les bateries podrien ser la solució natural, però encara arrosseguen costos d’inversió i operació elevats, i depenen de senyals de preu prou volàtils i regulacions estables per justificar el negoci.

El tercer risc és l’augment dels peatges de xarxa: Els operadors europeus han d’invertir massivament per connectar renovables i electrificar nous usos finals (transport, calor, indústria). Si la demanda no creix, aquests costos fixos es reparteixen sobre menys kWh, fent pujar el pes dels peatges a la factura elèctrica. Acer i Eurelectric alerten que això pot afectar la competitivitat industrial i la legitimitat social de la transició. Alemanya ja ha intervingut amb subsidis temporals per contenir tarifes el 2025 i preveu retallades per al 2026. Espanya, per la seva banda, ha actualitzat els peatges per al 2025 amb valors més alts derivats d’inversions en xarxa. El missatge de fons és clar: sense creixement de la demanda i mecanismes de suport, els costos de la infraestructura poden convertir-se en un coll d’ampolla econòmic.

Tot plegat ens recorda que la transició energètica no és un rellotge determinista, sinó un sistema complex on la trajectòria depèn de múltiples variables interconnectades: demanda, flexibilitat, tarifes i confiança inversora. Les dades mostren que la direcció és correcta (més renovables i menys emissions), però la velocitat no està garantida. Com en el món de Newton, un petit canvi en les condicions inicials pot alterar tot el futur del sistema. 

En aquest cas, la “condició inicial” que cal revisar és la demanda elèctrica efectiva. 

Sense una electrificació real dels sectors finals (indústria, transport, calor o nous vectors energètics com els dels data centers), el sistema corre el risc de desaccelerar just quan caldria accelerar.

Per mantenir el moviment, calen polítiques actives que sincronitzin oferta, demanda i xarxa. Impulsar el consum “bo” i flexible, reformar tarifes perquè reflecteixin costos reals i incentivar emmagatzematge són claus per estabilitzar ingressos i reduir riscos. Com en la física, no es tracta només de lleis universals sinó de condicions de contorn: la tecnologia pot estar preparada, però sense governança i coherència política, el sistema pot entrar en oscil·lacions perilloses.

Per tant, la física clàssica ens ensenya que amb condicions inicials perfectes el futur és calculable. Però el sistema energètic europeu ens mostra que el futur només és possible si les condicions s’alineen: més flexibilitat, més consum electrificat i més inversió coordinada. Si no, la transició corre el risc de convertir-se en un mecanisme desajustat, amb renovables sense rendibilitat, xarxes sobrecarregades i preus distorsionats. 

Amb polítiques que integrin ciència, economia i societat, Europa pot tornar a apropar-se al somni de Laplace: 

No d’un univers previsible, sinó d’un futur governat per la raó i la voluntat col·lectiva, capaç d’equilibrar les lleis de la natura amb les decisions humanes.

Ramon Gallart