El Visionari que Impulsà el Canvi Ferroviari.

La idea de trens impulsats per hidrogen, coneguda com a hydrail, ha passat de ser un somni llunyà a convertir-se en una opció real dins del canvi cap a energies més netes en el transport ferroviari. 

Tot va començar amb H. Stan Thompson, que després de jubilar-se el 1996 va decidir enfocar-se a promoure l'ús de l'hidrogen com a combustible més net per als trens, motivat per la seva preocupació pel dany ambiental que causen els combustibles fòssils.

El 2004, Thompson va proposar reutilitzar una línia de tren que ja no es feia servir a Charlotte com un exemple pràctic d'aquesta idea. En lloc de fer una costosa inversió per electrificar la línia, va oferir una solució utilitzant trens d'hidrogen, que eliminaven les emissions contaminants del dièsel i no requerien instal·lar infraestructures elèctriques cares. Així va néixer la Iniciativa Hydrail de Mooresville i es va popularitzar el terme hydrail, que ara descriu aquesta nova tecnologia al sector ferroviari.

En els anys següents, Thompson va organitzar les Conferències Internacionals sobre Hydrail, espais on investigadors, empreses i governs van poder intercanviar idees. Aquestes reunions van ajudar a accelerar el desenvolupament tecnològic i van facilitar col·laboracions importants. Un moment clau va arribar el 2014, quan empreses com Hydrogenics i Alstom van treballar juntes per crear el Coradia iLint, el primer tren d'hidrogen en servei, que va començar a funcionar a Alemanya el 2018.

Des de la banda tecnològica, aquests trens usen piles de combustible que transformen l'hidrogen en electricitat i només emeten vapor d'aigua. Estudis recents indiquen que aquesta tecnologia té avantatges importants: redueix la necessitat d'infraestructura ferroviària, permet proveir ràpidament, té bon rendiment energètic i, quan es fa servir hidrogen verd, ajuda a baixar molt les emissions en tot el seu cicle.

Avui dia, l'hydrail avança ràpid a tot el món. A Amèrica del Nord, empreses com CSX i Canadian Pacific–Kansas City desenvolupen locomotores d'hidrogen i converteixen trens dièsel existents. A Europa, diversos països estan liderant el seu ús tant per a passatgers com per a càrrega, sumant-ho als seus plans per reduir emissions en el transport.

Però encara hi ha reptes importants per expandir aquesta tecnologia a gran escala. Cal produir hidrogen de manera més sostenible, millorar l'emmagatzematge i distribució i crear estacions de proveïment adequades. A més, l'aspecte econòmic continua sent un repte: baixar costos depèn d'augmentar la demanda, però perquè s'utilitzi més els preus han de ser més baixos.

Tot i que aquestes dificultats existeixen, l'avenç dels trens d'hidrogen mostra una tendència clara cap a solucions energètiques més variades en el transport ferroviari. L'hydrail és especialment útil en línies que no estan electrificades i on posar catenàries no és rendible.

La història de Thompson mostra com una idea duna persona pot impulsar canvis grans en una indústria complexa. Avui dia, els trens d'hidrogen són més que una opció tecnològica de fet, són part estratègica del camí cap a sistemes de mobilitat més sostenibles, eficients i resistents.

Resum: Ramon Gallart 
Font:https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S2666352X24000104

Qui Governa la Xarxa Elèctrica?

Grans distribuïdors, algoritmes i territori en la nova electrificació europea.

El sistema elèctric europeu, sense dubte, viu una gran transformació. No es tracta només d’incorporar més energies renovables o de digitalitzar les xarxes ja què, el que realment està canviant és l’estructura de qui gestiona, decideix i condiciona el funcionament de les infraestructures energètiques. En aquest context apareix una tensió que va a més entre els grans distribuïdors elèctrics els quals, concentren milions de punts de subministrament i els distribuïdors petits, especialment aquells amb menys de 100.000 connexions, que encara operen en moltes regions d’Espanya i d’Europa. 

Analitzar aquesta relació permet entendre millor no només el futur de les xarxes elèctriques, sinó també com es distribueix el poder tècnic, econòmic i territorial dins del sistema energètic.

Durant bona part del segle XX el sistema elèctric europeu es va desenvolupar de manera relativament centralitzada. Les xarxes es dissenyaven des de grans empreses verticalment integrades o des de monopolis regulats. El model responia a una lògica industrial clara: i era la deles grans centrals de generació, la xarxa de transport en alta tensió i distribució a través de xarxes cada vegada més extenses. En aquest esquema, el distribuïdor era essencialment un operador tècnic encarregat de mantenir una xarxa estable i portar l’electricitat des del sistema de transport fins als consumidors finals.

La transició energètica, però, altera aquest equilibri. L’electrificació de l’economia, el creixement de la generació connectada a al xarxa de distribució, la digitalització de les xarxes i l’augment de la demanda elèctrica, impulsat també per centres de dades i sistemes d’intel·ligència artificialto plegat, han convertit les xarxes de distribució en el veritable camp de transformació del sistema energètic. Allò que abans era una infraestructura relativament passiva s’ha convertit en un sistema actiu que ha de gestionar fluxos bidireccionals, integrar renovables locals, incorporar emmagatzematge i respondre en temps real a canvis de demanda.

En aquest context, els grans distribuïdors disposen d’avantatges evidents. Empreses amb milions de clients tenen economies d’escala per desplegar sistemes avançats de gestió de xarxa, invertir en digitalització i desenvolupar plataformes d’anàlisi de dades que optimitzen l’operació. La intel·ligència artificial, els models predictius i l’automatització comencen a tenir un paper important en la planificació i operació de les xarxes. 

La lògica s’assembla cada vegada més a la que es descriu en altres sectors tecnològics i això vol dir que, els sistemes calculen, prioritzem escenaris i recomanen accions mentre els humans validen o executen aquestes decisions.

Però aquesta mateixa dinàmica també planteja un repte estructural. Quan la gestió del sistema es basa cada vegada més en models complexos i plataformes tecnològiques, l’escala esdevé decisiva. Les grans empreses poden finançar centres de control avançats, integrar grans volums de dades de consum o desenvolupar eines predictives sofisticades. Els distribuïdors petits, en canvi, operen amb recursos més limitats i amb una capacitat d’inversió més reduïda.

Tot i això, seria un error interpretar aquesta diferència únicament com una debilitat. En molts casos, els distribuïdors petits presenten una característica que rarament apareix en els grans anàlisis tècnicsi és una relació molt més estreta amb el territori. Gestionen xarxes més compactes, coneixen millor les característiques locals de la demanda i mantenen una relació directa amb els consumidors, ajuntaments i activitats econòmiques del seu entorn. Aquesta proximitat territorial pot convertir-se en un actiu important en un sistema elèctric cada vegada més descentralitzat.

El contrast entre escala tecnològica i proximitat territorial recorda una paradoxa present en altres àmbits de la societat digital. 

Com més sofisticats es tornen els sistemes tècnics, més existeix el risc de desplaçar la capacitat de decisió cap a estructures automatitzades o centralitzades. 

En el món de l’energia això es pot traduir en sistemes elèctrics cada vegada més gestionats des de grans centres de control i menys des de les realitats locals que determinen realment com es consumeix i es produeix l’electricitat.

L’expansió de noves demandes energètiques intensives, com els centres de dades vinculats a la intel·ligència artificial, mostra bé aquesta tensió. El creixement de la computació requereix grans quantitats d’energia i potència elèctrica estable. Algunes propostes tecnològiques exploren solucions innovadores, com instal·lar centres de dades dins de plataformes eòliques marines flotants, aprofitant el vent offshore per alimentar directament la infraestructura digital. Aquest tipus d’iniciatives reflecteixen fins a quin punt la infraestructura energètica s’està reorganitzant per donar suport a una economia digital que cada vegada necessita més electricitat.

Tanmateix, aquestes noves demandes acostumen a concentrar-se en territoris concrets, i són precisament les xarxes de distribució locals les que han d’absorbir l’impacte d’aquest creixement. En molts casos, les xarxes existents no estan preparades per a increments sobtats de demanda, i cal reforçar transformadors, línies i sistemes de gestió.

Aquí torna a aparèixer la diferència entre grans i petits distribuïdors. Les grans empreses tenen més capacitat financera per reforçar xarxes i negociar amb grans consumidors industrials. Però també tendeixen a prioritzar projectes d’escala gran que optimitzin les seves inversions globals. Els distribuïdors petits, en canvi, poden reaccionar amb més flexibilitat davant projectes locals, però sovint tenen un marge financer molt més limitat.

A Europa existeixen centenars de distribuïdors petits, especialment a Alemanya, Àustria, Itàlia o Espanya. Molts d’ells van néixer com a cooperatives elèctriques o empreses municipals a principis del segle XX. Malgrat la concentració del sector energètic en les darreres dècades, aquestes entitats han sobreviscut gràcies a la seva forta implantació territorial.

Espanya és un cas interessant perquè combina grans distribuïdors estatals amb un conjunt significatiu de distribuïdors petits. Aquestes empreses gestionen xarxes en municipis o comarques específiques i sovint tenen menys de 100.000 punts de subministrament. Tot i que el seu pes en termes d’energia distribuïda és menor que el de les grans companyies, la seva presència territorial continua sent rellevant, especialment en zones rurals o semiurbanes.

Catalunya ofereix un exemple particularment interessant d’aquesta diversitat. El territori català presenta una estructura elèctrica complexa on conviuen grans operadors amb distribuïdors històrics de menor dimensió. Moltes d’aquestes empreses van néixer vinculades a iniciatives locals que van electrificar municipis i comarques durant la primera meitat del segle XX. Encara avui alguns d’aquests operadors continuen gestionant xarxes de distribució locals.

Aquesta realitat genera una mena de mosaic elèctric dins del territori. Les grans àrees metropolitanes depenen principalment de grans distribuïdors, mentre que en alguns municipis o zones rurals continuen operant distribuïdors més petits amb una gestió més propera al territori. Aquesta diversitat pot interpretar-se com una fragmentació administrativa, però també com una forma de resiliència territorial.

En un sistema energètic que tendeix cap a la centralització tecnològica, la presència de múltiples operadors petits introdueix pluralitat en la gestió de les xarxes. També pot facilitar models energètics més descentralitzats, on la generació renovable local, les comunitats energètiques i l’autoconsum tinguin un paper més rellevant.

El risc, però, és que la transició energètica accentuï les diferències entre operadors. La digitalització de les xarxes, la integració massiva de renovables, l’electrificació del transport i l’aparició de noves demandes energètiques requeriran inversions molt elevades. Si el marc regulador no facilita mecanismes de cooperació tecnològica, accés al finançament o integració de plataformes digitals comunes, els distribuïdors petits podrien quedar en una posició de desavantatge respecte als grans grups energètics.

En última instància, el debat sobre el paper dels distribuïdors petits no és només tècnic o econòmic; també és territorial i polític. Les xarxes elèctriques no són simplement infraestructures físiques donat que, condicionen el desenvolupament econòmic, la planificació urbana i la capacitat dels territoris per participar activament en la transició energètica.

Europa es troba en un moment decisiu en què l’electrificació de l’economia i el creixement de la demanda elèctrica obligaran a reforçar massivament les xarxes de distribució. La qüestió no és només qui farà aquestes inversions, sinó també qui tindrà la capacitat de gestionar les xarxes i amb quina lògica territorial.

Si la transició energètica es construeix exclusivament des de grans infraestructures centralitzades, el sistema pot ser molt eficient des del punt de vista tecnològic, però podria perdre capacitat d’adaptació local. Si, en canvi, s’integren adequadament els distribuïdors petits dins d’un marc tecnològic compartit, Europa podria desenvolupar un sistema elèctric més distribuït, resilient i arrelat al territori.

La pregunta que cal fer-se, doncs, no és si els petits distribuïdors desapareixeran davant els grans, sinó quin tipus de sistema elèctric volem construir. 

És a dir, un sistema dominat per grans centres de decisió tècnica o un sistema en què la intel·ligència del conjunt també emergeixi del territori. 

En certa manera, el repte energètic actual recorda una antiga discussió filosòfica sobre les màquines i les decisions. No es tracta de si la tecnologia pot gestionar el sistema elèctric, sinó de si continuarem sent nosaltres és a dir, els territoris, les comunitats i les institucions, els qui decidirem com ha de funcionar.

Ramon Gallart

Cèsar, Brussel·les i el Preu d’Ignorar les Emocions

Quan la lògica del poder i dels models falla en entendre les emocions i percepcions de la societat.

Juli Cèsar és una figura llegendària en la tradició del lideratge occidental. Va prendre el control de la Gàl·lia i va deixar enrere els seus propis rivals. El seu nom es convertiria en un títol imperial, però el seu recorregut també serveix d’advertència ja què, es pot tenir-ho tot sota control i, tot i així, fallar en la comprensió de l’entorn emocional, cosa que pot ser un desatre.

Cèsar era un autèntic líder al camp de batalla, ja que era ràpid, creatiu i, d’alt nivell. Quan alguna cosa anava malament, ho afrontava directament amb determinació. Quan esclatava una rebel·lió, la sufocava amb la seva experiència militar. Quan el Senat rebutjava les seves idees, es dirigia al poble per obtenir suport. Però hi havia un patró comú i aquest era que sovint no percebia els senyals d’alerta.

Com a polític, mostrava punts forts, però de vegades no entenia què buscaven els senadors. Com a general, va subestimar la Gàl·lia i va ser sorprès per un gran aixecament. Després de guanyar la guerra civil, es va enfrontar a noves revoltes inesperades. Sempre trobava una manera de resoldre els problemes, però mai es prenia el temps per analitzar què havia fallat realment. No es tracta només de comprendre què senten els altres, sinó també de preveure què podrien fer a continuació. En definitiva, cal entendre que les decisions no són només lògica freda, que la calma no vol dir que tothom estigui d’acord, i que el poder pot canviar profundament la manera com els altres et perceben.

Quan Cèsar va assumir el poder com a únic governant de Roma, va actuar amb fermesa per impulsar els canvis que l’havien portat fins allí. Però no va saber construir confiança. Va interpretar l’absència d’oposició visible com un suport real. Mentrestant, un grup de figures poderoses conspirava en silenci, sentint-se excloses o amenaçades. El resultat és ben conegut i son, els Idus de març del 44 aC.

La història no és només un relat antic i polsós; és un cicle que es repeteix i que, de fet, és molt rellevant per al debat actual sobre com Europa fixa el preu de l’electricitat. Quan les energies renovables produeixen energia al voltant de 34 €/MWh i la nuclear es mou entre 50 i 60 €/MWh, però el gas pot arribar als 100 €/MWh, és aquesta tecnologia més cara la que acaba fixant el preu.

Durant la crisi energètica, Espanya i altres països van demanar una revisió del sistema, argumentant que no reflecteix adequadament els costos reals de les renovables. Brussel·les es mostrava reticent a introduir canvis. Finalment, Ursula von der Leyen va admetre que el disseny del mercat havia generat un intens debat i que calia explorar alternatives.

Aquí veig on la lliçó de Cèsar pren sentit. El model marginalista té una base econòmica sòlida i, des d’un punt de vista tècnic, funciona en molts contextos. 

Però quan la percepció social és que el sistema no reflecteix els costos reals ni l’esforç col·lectiu per impulsar les renovables, es genera un desequilibri emocional. I aquest desajust pot erosionar la confiança de la ciutadania en les institucions europees. Igual que Cèsar va confiar en la solidesa de les seves reformes sense captar el malestar que generaven, les institucions poden recolzar-se en la robustesa tècnica d’un model sense mesurar com és percebut pels ciutadans. 

La lògica del sistema no fa que la gent el percebi com a just.

El debat sobre el preu de l’electricitat no és només una qüestió de números; també implica emocions i política. Té a veure amb la percepció de control, la confiança en el mercat i la creença que la transició cap a energies més netes hauria d’anar acompanyada de preus més baixos i estables, no de les fortes oscil·lacions que es veuen amb el gas. Quan aquesta expectativa no es compleix, el malestar creix, fins i tot si el sistema té una justificació econòmica.

Un lideratge que sap captar les emocions pot detectar aquestes tensions latents abans que es converteixin en conflictes oberts. No es tracta només de si el model és tècnicament correcte, sinó de si la ciutadania percep que és just. No es tracta només que funcioni en teoria, sinó que funcioni en la pràctica i generi legitimitat. La competitivitat, els costos energètics i la cohesió política depenen tant de la solidesa dels models com de la confiança que inspiren. Potser la veritable pregunta per als líders i les institucions modernes no és només si les decisions són correctes, sinó si s’han tingut en compte les percepcions i preocupacions implícites.

La història ens ensenya que ignorar les dinàmiques emocionals no resol els problemes; només els posposa.

Ramon Gallart

Del Sistema Centralitzat a l’Energia de Proximitat.

El RDL 7/2026 i el repte d’un sistema més complex i resilient

El Reial Decret Llei 7/2026 es presenta com una resposta a la crisi geopolítica causada pel conflicte a l'Orient Mitjà i la inestabilitat als mercats energètics. Però veure'l només com una cosa temporal seria un error. En realitat, busca una transformació important del model energètic: més proper, més distribuït i amb més participació.

De del meu punt de vist, el problema és clar; i és que l'economia espanyola continua depenent molt de combustibles fòssils importats, cosa que és un punt feble. La resposta del decret no només busca protegir el consumidor, sinó també accelerar l'electrificació amb energies renovables i, sobretot, que estigui més a prop d'on es consumeix.

Aquest canvi afecta directament els distribuïdors. Abans, només gestionaven una infraestructura força previsible. Ara, han de manejar fluxos ja no només en les dues direccions (´generació-demanda i demanda-genració) si no tambe de manera molt estocàstica i dinàmcia motivat per la integració d'autoconsum i coordinar amb nous participants. L'obligació de ser transparents, gestionar activament la capacitat de la xarxa i permetre accessos flexibles trenca amb el model tradicional i passiu. Per a les grans empreses això vol dir invertir i digitalitzar-se ràpid; per a les petites, pot ser un repte que les porti a associar-se o unir-se per sobreviure o, acabaran absorvides per les grans.

Alhora, les comercialitzadores canvien el seu paper. Les grans han d'anar més enllà de competir només per preu i oferir serveis energètics més complets. Les locals poden treure avantatge en apropar-se a les comunitats energètiques això sí, però, només si milloren en tecnologia i gestió. El mercat deixa de ser només un lloc per intercanviar energia i esdevé un conjunt de serveis.

En aquest context, guanya importància el paper de l'agregador. Gràcies a la resposta de la demanda i els accessos flexibles a la xarxa, aquest es converteix en un actor de referència, capaç de reunir consum i generació distribuïda per participar en mercats i ajudar el sistema. Penso que, probablement, sigui el gran beneficiat de la nova regulació.

A més, el decret fomenta una cosa que fins ara era marginal i son els mercats energètics locals. L'expansió de l'autoconsum col·lectiu, la creació d'un gestor d'autoconsum i el rol més gran dels municipis apunten a un model on l'energia es produeix i consumeix a prop, beneficiant el territori i la participació ciutadana.

Però aquest nou model també té riscs. Aquí el document es connecta, de manera indirecta però clara, amb l'informe final d'ENTSO-E sobre l'apagada del 28 d'abril del 2025. Aquest esdeveniment, el pitjor a Europa en dècades, va estar causat principalment per una fallada en el control de tensió i en la gestió de la potència reactiva, dins d'un sistema amb molta energia renovable i generació distribuïda.

L'anàlisi revela que la combinació de generació amb factor de potència fix, desconnexions en cadena i manca de resposta dinàmica va causar el col·lapse en segons.

Aleshores em sorgeix una pregunta i és si, afecta aquest decret l'informe final d'ENTSO-E sobre l'apagada?

Crec que la resposta és que sí, però només en part. El decret porta eines que poden millorar la flexibilitat del sistema, com ara agregadors, emmagatzematge i millor ús de la xarxa, però no toca amb la mateixa profunditat els aspectes tècnics crítics que assenyala l'informe com és el control de tensió, comportament dinàmic de les renovables, coordinació entre nivells de xarxa i requisits tècnics més estrictes.

El risc és clar donat un sistema més descentralitzat i participatiu es pot tornar més complex i, si no es maneja bé, serà més vulnerable. com venim comentant reiteradament, la transició energètica no és només un repte regulador o econòmic, sinó sobretot un desafiament en l?operació del sistema.

Concloent, el RDL 7/2026 marca un canvi important. Promou un model energètic més democràtic i territorial, però també obliga que tots els actors evolucionin (es reinventin) i es revisi de manera rigorosa com funciona tècnicament el sistema. El futur no només serà renovable i local; també haurà de ser molt estable i segur.

Ramon Gallart

Quan la Transició Energètica Posa a Prova el Sistema.

 Lliçons de l’apagada ibèrica del 2025

El divendres comentava el report de la CNMC abans de saber que ENTSOe havia publicat l'informe definitiu sobre l'apagada que va afectar Espanya i Portugal el 28 d'abril de 2025. En la mateixa línia reitero que, aquest fet, no va ser només un problema tècnic excepcional, sinó, des del meu punt, de vista, també un avís que posa de manifest les tensions exitents del model energètic europeu. Aquest informe final realitzat per experts, no només explica el què va passar, sinó que també planteja una pregunta important i aquesta és ens hem de preparar de manera diferent per gestionar un sistema elèctric cada vegada més complex i dependent de tecnologies que no sempre funcionen com esperem?

De la lectura es desprèn que el que va passar va ser molt ràpid. Una combinació de pujades de tensió, oscil·lacions i desconnexions de generació va fer que el sistema elèctric d'Espanya, Portugal i una petita zona de França, perdés la sincronia amb la resta d'Europa i es produís un col·lapse generalitzat. Com acostuma a passar en accidents greus, no va ser un error puntual, sinó la conseqüència d'una suma de factors que van portar el sistema a un punt de no retorn.

Més enllà de la descripció tècnica de l'infomre, el que veig més preocupant no és la complexitat tècnica, sinó la naturalesa dels factors implicats. L’informe dona a entendre que la gestió del sistema no va ser prou adaptativa davant d’un entorn cada cop més exigent. 

Sabem que tenim un sistema amb una penetració que s'espera evolucioni amb més renovables les quals per els procediments, almenys fins el dia del blackout, no contribueixen activament al control de tensió. Per l'altra, tenim mecanismes de control que són massa lents o manuals, com la connexió de reactàncies fonamentalment en el sistema de 400 kV que no poden reaccionar amb la velocitat que exigeixen els nous escenaris molt més dinàmics. I, a més, tenim una arquitectura regulatòria que no sempre incentiva el comportament adequat dels actors del sistema.

Això no és un problema exclusivament ibèric, sinó un símptoma europeu. La transició energètica ha avançat molt més ràpid en la generació que en l'explotació del sistema. Hem sabut instal·lar renovables, però no sempre hem sabut integrar-les. El resultat és un sistema més net, però també més fràgil si no s'adapten les noves regles del joc.

Hi ha una paradoxa laqual veig interessant ja què, les mesures adoptades pels operadors per mitigar les oscil·lacions van contribuir indirectament a incrementar la tensió del sistema. Això significa que accions correctes en un pla poden generar riscos en un altre. Aquesta interdependència és probablement el gran repte del sistema elèctric del segle XXI.

També cal destacar el paper de la generació connectada a la xarxa de distribució i subtransport. en concret, l'informe suggereix que petites instal·lacions fotovoltaiques es van desconnectar automàticament davant de pujades de tensió, amplificant el problema sense que els operadors en tinguessin visibilitat completa. Això fa sorgir una qüestió a tenir en compte i és la de com governar un sistema en què milers de petits agents podrien influir en l'estabilitat global sense una coordinació efectiva?

El que considero és més preocupant és que els plans de defensa van funcionar tal com estaven dissenyats... i tot i així no van poder evitar el col·lapse. Això obliga a repensar no només els mecanismes operatius, sinó també els supòsits sobre els quals es construeixen.

Encara més preocupant és la manca de supervisió en temps real d’un paràmetre tan crític com la potència reactiva. L’informe apunta que diversos generadors no estaven aportant la resposta esperada mentre la tensió s’acostava a nivells perillosos, i això no va ser detectat a temps . En un sistema cada vegada més dominat per recursos distribuïts i electrònica de potència, aquesta manca de visibilitat no és un detall meno, sense dujbtge és una vulnerabilitat sistèmica.

També resulta discutible, des d’una perspectiva crítica, la gestió preventiva dels marges de control de tensió. Decisions operatives basades en previsions, com la de no reforçar determinades unitats tèrmiques en zones sensibles, van deixar parts del sistema amb menys capacitat de resposta davant variacions ràpides . És legítim preguntar-se si el model de planificació actual està massa orientat a l’eficiència econòmica i massa poc a la robustesa operativa.

I finalment, hi ha un fet incontestable i és què en els últims segons abans del col·lapse, simplement ja no hi havia marge d’actuació. Els operadors no van poder aplicar cap mesura correctiva manual perquè el sistema havia entrat en una dinàmica massa ràpida . Això em porta a pensar que en determinats escenaris, només els sistemes automàtics poden garantir la seguretat. La pregunta és per què aquests mecanismes no estaven plenament desplegats.

Tot plegat porta a una reflexió incòmoda però necessària. Formalment, el marc regulatori és clar en el sentit què l’operador del sistema té com a funció principal garantir la continuïtat i la seguretat del subministrament elèctric. I, tanmateix, el 28 d’abril de 2025 aquest objectiu no es va assolir. No es tracta tant d’assenyalar culpables com de reconèixer que els models actuals com son els tecnològics, operatius i regulatoris, poden no estar alineats amb la complexitat real del sistema

Veig molt be, i fellicito l'esfors dels equips per la recuperació del servei que va ser ràpida i eficient, amb el sistema restablert en poques hores gràcies a protocols i coordinació entre operadors. Però la rapidesa en la restauració no pot amagar la profunditat de les vulnerabilitats exposades en l'informe.

Aquest incident hauria de ser llegit com una advertència, no com una anècdota. La transició energètica no és només una qüestió de capacitat instal·lada o d'emissions reduïdes, sinó sobretot una qüestió de governança, d'enginyeria de sistemes i d'adaptació institucional. Sense això, el risc no és només un altre apagada, sinó la pèrdua de confiança en un sistema que ha de ser, per definició, invisible i fiable.

Per tant, l'apagada del 28 d'abril no va ser un error del futur, sinó un problema del present. I com tot bon avís, arriba a temps, sempre que estiguem disposats a escoltar-lo.

Ramon Gallart

Quan el Sistema Elèctric Va Més Ràpid que la Regulació

Lliçons incòmodes de l’apagada del 28 d’abril

Després de llegir l'informe de la CNMC, crec que es confirma la meva primera impressió i és que el problema no és només tècnic, sinó que hi ha un desajust estructural entre la velocitat a què canvia el sistema elèctric i la capacitat de la regulació i l'operació per adaptar-s'hi.

L'informe és molt detallat i identifica els nous riscos del sistema, com ara l'electrònica de potència, la generació distribuïda i la volatilitat de tensió. La CNMC admet que la xarxa ha canviat d'un entorn estable a un de més complex i menys predictible.

Però em sorgeix una pregunta: 

Si ara el diagnòstic és tan clar, per què no se sabia abans de l'incident? Fins a quin punt el sistema, incloent-hi el regulador, ha reaccionat tard als canvis que es produïen des de fa anys?

L'informe també admet que el problema no és només tècnic, sinó que hi ha una desconnexió entre el disseny del mercat, la regulació i la realitat física del sistema. La integració europea ha avançat ràpidament en termes de mercats, però no al mateix ritme en infraestructures ni explotació operativa. Això ha generat un sistema on les decisions econòmiques poden causar problemes físics difícils de controlar.

Això és important perquè s‟ha prioritzat l‟eficiència del mercat sobre la coherència operativa del sistema. Un altre element crític és la manca de visibilitat i control al sistema. No tindre una visió completa de la generació connectada a la xarxa de distribució és un risc estructural.

L'informe també parla de la governança i com la coexistència de múltiples organismes genera friccions i lentitud a la presa de decisions. La proposta de crear mecanismes de coordinació més estables és encertada, però també mostra que la coordinació no ha estat suficient fins ara.

Des del punt de vista tècnic, el diagnòstic sobre el voltatge és contundent. El problema no són els valors absoluts sinó la velocitat de canvi. El sistema no pot reaccionar prou ràpidament dins dels límits establerts. Això obliga a replantejar conceptes com la “volatilitat acceptable” o els criteris de seguretat.

Però veig que moltes de les mesures proposades són reactives, és a dir, s'introdueixen després que el problema s'ha detectat en operació real. Això és un patró que es repeteix i és crític perquè el sistema està aprenent a posteriori quan ja ha fallat.

Finalment, hi ha una qüestió de fons que travessa tot l'informe: la transició energètica s'ha centrat a desplegar renovables, però no suficient per adaptar el sistema per integrar-les. La demanda i les eines de flexibilitat no han crescut al mateix ritme que la generació, cosa que genera un sistema desequilibrat.

En resum, l'informe és tècnicament sòlid, però políticament i regulatòriament incòmode. Posa sobre la taula la realitat que el sistema elèctric entra en una nova fase de complexitat que no es pot gestionar amb eines, marcs reguladors i tempos del passat. Si això no s'assumeix amb rapidesa, el risc no és que es repeteixi el mateix incident, sinó que n'apareguin d'altres, diferents, però igualment inevitables.

Suggeriments:

* És important que es prenguin mesures per adaptar el sistema elèctric a la integració de les renovables.

* S'ha de millorar la coordinació entre els organismes reguladors i operadors del sistema.

* És necessari augmentar la visibilitat i control al sistema per prevenir problemes físics difícils de controlar.

* S'han de replantejar conceptes com la “volatilitat acceptable” o els criteris de seguretat per adequar-los a la nova realitat del sistema elèctric.

* És fonamental que es prioritzi la coherència d'explotació operativa del sistema sobre l'eficiència del mercat.

Ramon Gallart

Quan l’Energia Barata Frena la Transició.

La transició energètica viu una paradoxa que diria és inquietant. 

Si be és cert que les renovables han tingut tant d’èxit que han abaratit el preu de l’electricitat… fins al punt de posar en risc noves inversions, el que hauria de ser una bona notícia com serien les hores amb preus zero o negatius gràcies a l’abundància de sol i vent; certament, s’ha convertit en un maldecap financer per a nous projectes eòlics i fotovoltaics, especialment els de petita i mitjana escala.

El debat obert per Naturgy i les patronals sectorials no és menor. La qüestió no és si les renovables són necessàries, ho són, sinó si el marc de mercat actual permet que continuïn creixent amb solidesa. El model marginalista del mercat elèctric fa que totes les tecnologies cobrin el preu de la més cara que entra en cada hora. Quan hi ha molta producció solar o eòlica i poca demanda, el preu s’enfonsa. Això beneficia el consumidor a curt termini, però penalitza el promotor que ha d’amortitzar una inversió milionària en 15 o 20 anys.

Si abans un parc fotovoltaic podia projectar ingressos relativament estables, avui es troba amb més volatilitat, més hores a preu zero, incertesa reguladora i bancs més prudents en el finançament. Aquesta combinació eleva la percepció de risc. I quan puja el risc, puja el cost del capital. I quan puja el cost del capital, molts projectes deixen de ser viables. El problema no és tècnic; és estructural donat què, hem construït un sistema pensat per a centrals fòssils de cost marginal alt, i ara el fem servir per a tecnologies amb cost marginal quasi zero.

A Espanya, que és avui un dels líders europeus en renovables, no veurem una aturada total sinó una frenada selectiva. 

Les grans elèctriques poden reestructurar deute, repotenciar parcs existents i assumir marges més estrets temporalment. Però el promotor mitjà o independent no té aquest coixí. Depèn del finançament bancari i de project finance estrictes. Amb preus baixos, els models financers fallen en rendibilitat i cobertura de deute, i els bancs exigeixen més capital propi, PPAs ferms i garanties addicionals. Això frena sobretot projectes de 5 a 50 MW, iniciatives locals i empreses emergents.

Els acords de compra d’energia (PPAs) haurien de donar estabilitat, però a Espanya no s’han generalitzat prou. Els compradors ara esperen preus baixos i els PPAs a llarg termini no poden fixar preus massa elevats. No són encara l’escut que el sector necessita. A més, el coll d’ampolla real és l’emmagatzematge. Sense bateries ni hidràulica reversible desplegades a escala, es malbarata energia en hores vall, s’intensifica la canibalització de preus i es redueix el valor capturat per cada nova planta. El ritme d’inversió probablement baixarà, però la trajectòria de fons continuarà si s’introdueixen mecanismes d’estabilització.

A Catalunya, però, el problema és més profund. El territori parteix d’un retard estructural en desplegament renovable i no va aprofitar els anys de boom com altres comunitats. L’eòlica ha crescut poc i la fotovoltaica ho ha fet sobretot en autoconsum. 

Quan el país comença a desbloquejar normativa, es troba amb preus deprimits, finançament més exigent, manca de xarxa adaptada i objectius del PROENCAT ja molt tensionats. És una tempesta perfecta.

La dependència energètica externa es manté elevada i, si no s’acceleren renovables pròpies, Catalunya augmentarà la seva vulnerabilitat, perdrà oportunitat industrial i comprometrà objectius climàtics. Però el context de baixa rendibilitat fa que els promotors prioritzin territoris amb menys risc administratiu o millor accés a xarxa. El potencial d’hidràulica reversible és enorme i podria convertir-se en un actiu estratègic, però aquestes infraestructures no estaran operatives a curt termini. Les bateries poden ser el pont, però requereixen marc regulador clar, senyals de mercat adequades i agilitat administrativa real.

El debat de fons és si deixarem que el mercat resolgui aquesta situació o si assumirem que la transició energètica és també una política industrial i estratègica. Si volem descarbonitzar, cal estabilitzar ingressos amb PPAs públics o subhastes a preu fix, remunerar la flexibilitat, invertir massivament en xarxa i accelerar permisos. Els preus zero no poden ser el senyal dominant si volem nova inversió.

Les renovables no són menys rendibles perquè siguin pitjors; ho són perquè han complert la seva funció que era la d'abaratir l’energia. 

Però un sistema que castiga l’abundància és un sistema mal dissenyat. A Espanya veurem una desacceleració selectiva però reversible si s’actua amb intel·ligència reguladora. A Catalunya, en canvi, el moment és crític: o s’aprofita aquesta crisi per desplegar flexibilitat i estabilitzar el mercat, o es corre el risc de consolidar un retard estructural difícil de recuperar. La “prima de risc” renovable no és només financera. És també una prima de risc política i estratègica. I el cost de no actuar pot ser molt més alt que el de reformar el sistema ara.

Retorn a l'Energia Nuclear.

Les noves demandes energètiques digitals i el retorn de l’energia nuclear, son un canvi inevitable?

En els últims anys el debat energètic arreu del món ha fet un canvi significatiu. Si durant dècades l’energia nuclear es percebia com una tecnologia controvertida, avui torna a ocupar el centre del debat estratègic. 
Aquest canvi no és casual donat què, respon a una combinació de factors que van des de la crisi energètica derivada dels darrers conflictes geopolitics fins a l’explosió del consum energètic de la indústria tecnològica. En aquest context, també la Unió Europea ha començat a reconsiderar el paper de l’energia nuclear dins de la seva estratègia de descarbonització

La digitalització de l’economia preveu generar una demanda d’electricitat sense precedents. Centres de dades, computació en el núvol i, sobretot, el desenvolupament accelerat de la intel·ligència artificial requereixen enormes quantitats d’energia per funcionar de forma contínua i fiable. Segons estimacions de McKinsey, la demanda de centres de dades als Estats Units podria arribar als 80 GW el 2030, aproximadament el triple de la capacitat actual. Aquesta xifra equival al consum elèctric de diversos països europeus junts.

Davant aquesta realitat, moltes empreses tecnològiques estan buscant fonts d’energia capaces de garantir subministrament constant, amb baixes emissions de carboni i preus relativament estables. Aquesta combinació explica per què l’energia nuclear torna a aparèixer com una alternativa atractiva.

Alguns dels grans actors tecnològics ja han començat a moure fitxa. Microsoft ha impulsat, juntament amb Constellation Energy, el projecte per reactivar la central nuclear de Three Mile Island a Pennsilvània. Altres empreses com Google, Oracle o Amazon han anunciat inversions o col·laboracions vinculades al desenvolupament de reactors modulars petits (SMR), una nova generació de reactors nuclears més flexibles i amb costos potencialment inferiors als de les centrals tradicionals.

Aquest moviment empresarial coincideix amb un canvi progressiu en el posicionament polític d’Europa. El 2022 la Unió Europea va incloure l’energia nuclear dins de la seva taxonomia verda, considerant-la una tecnologia de transició compatible amb els objectius climàtics si compleix determinats requisits de seguretat i gestió de residus. Aquesta decisió, que va generar un debat intens entre estats membres, va obrir la porta a canalitzar inversió cap a projectes nuclears dins del marc financer europeu.

La Comissió Europea també ha presentat recentment una estratègia específica per impulsar el desenvolupament dels reactors modulars petits. L’objectiu és que els primers projectes comercials europeus puguin desplegar-se durant la pròxima dècada, reforçant alhora una cadena de valor industrial pròpia i reduint dependències tecnològiques externes. Aquesta iniciativa s’inscriu en una estratègia més àmplia que busca reforçar la seguretat energètica europea i accelerar la descarbonització del sistema energètic.

Actualment, l’energia nuclear genera aproximadament el 22% de l’electricitat de la Unió Europea i prop d’un terç de tota la seva producció elèctrica baixa en emissions. Aquest pes la converteix en un element clau del mix energètic europeu, especialment en països com França, Finlàndia o Suècia.

La crisi energètica desencadenada per la invasió russa d’Ucraïna també ha accelerat molts d’aquests replantejaments. La UE ha impulsat polítiques per reduir la dependència dels combustibles fòssils importats i reforçar la resiliència del sistema energètic. En aquest context, la nuclear torna a aparèixer per a alguns governs com una eina complementària a les energies renovables.

Des del meu punt de vista, el debat energètic sovint es planteja de manera massa simplista, com si es tractés d’escollir entre energia nuclear o energies renovables. Però la realitat del sistema energètic és molt més complexa. Les renovables han de continuar creixent de forma accelerada i constitueixen el pilar principal de la transició energètica. Tanmateix, la seva naturalesa intermitent fa que encara necessitin tecnologies que garanteixin producció estable.

En aquest sentit, l’energia nuclear pot jugar un paper de suport com a font d’electricitat baixa en emissions capaç de proporcionar generació contínua. Això és especialment rellevant en un context en què la demanda elèctrica continuarà augmentant, impulsada per la digitalització, l’electrificació del transport i la indústria, i el desenvolupament de la intel·ligència artificial.

El veritable repte no és decidir entre tecnologies, sinó construir un sistema energètic equilibrat que combini renovables massives, sistemes d’emmagatzematge, xarxes intel·ligents i fonts estables de generació baixa en carboni. En aquest escenari, l’energia nuclear pot continuar sent una peça rellevant, sempre que es mantinguin els més alts estàndards de seguretat i transparència.

El futur energètic europeu probablement serà plural i híbrid. Les energies renovables dominaran el creixement, però la nuclear pot mantenir un paper important com a garantia d’estabilitat del sistema. En definitiva, el retorn del debat nuclear no és tant una qüestió ideològica com una resposta pragmàtica a una realitat cada vegada més evident: la nostra economia serà cada cop més electrificada i digital, i necessitarà molta més energia de la que avui imaginem.

Ramon Gallart

El Coll d’Ampolla de la Transició Energètica

Una xarxa saturada en un país renovable.

La publicació de les capacitats d’accés de la demanda a la xarxa de transport elèctric, impulsada per la CNMC i feta pública per Red Eléctrica el 20 de febrer de 2026, no és només un exercici de transparència regulatòria. És un punt d’inflexió estructural. El sistema elèctric espanyol entra en una nova fase on la limitació ja no és tant la generació renovable com la capacitat física, tècnica i operativa de la xarxa per absorbir una electrificació accelerada de l’economia.

Les dades són contundents. Prop del 75 % dels nusos de la xarxa de transport presenten marges molt reduïts o directament inexistents. El document publicat per REE mostra nombrosos casos amb “margen no ocupado” igual a zero, limitacions per “superación valor máx Icc”, restriccions associades a criteris dinàmics i múltiples nusos qualificats com a “nudo de concurso” 

A més, apareixen reiteradament mencions a “valor de referencia no acordado”, evidenciant que fins i tot la determinació de la capacitat de consum en alguns punts encara està en procés de definició.

Aquest escenari obliga a replantejar el relat de la transició energètica. Durant una dècada, Espanya ha estat referent en integració de renovables. Però el model estava principalment orientat a evacuar generació. El nou vector és diferent. És a dir, electrificació industrial, centres de dades, producció d’hidrogen, emmagatzematge, mobilitat elèctrica, autoconsum agregat. És la demanda la que comença a pressionar la infraestructura en punts concrets i amb requisits d’estabilitat molt més exigents que la generació intermitent.

La saturació actual no és simplement una qüestió de “falten línies”. El document de capacitats mostra una xarxa altament interdependent, on els criteris tècnics de seguretat sistèmica com és la potència de curtcircuit, estabilitat dinàmica, configuració de subestacions, limiten la capacitat real d’atorgament. Això significa que encara que hi hagi capacitat aparent en termes de megawatts, no sempre és tècnicament atorgable sense reforços estructurals o reconfiguracions.

Aquí és on el debat esdevé estratègic. La transició energètica no fracassarà per manca de renovables, sinó per manca de coordinació entre generació, demanda i infraestructura. I aquesta coordinació, en un sistema tan complex, no es pot gestionar només amb documents PDF i llistats estàtics.

En aquest context, el potencial del programari especialitzat com el que desenvolupa eRoots Analytics adquireix una dimensió estructural. eRoots Analytics ha desenvolupat solucions de modelització i visualització avançada de xarxes elèctriques que permeten integrar capes de dades de transport, subestacions, generació, càrrega i escenaris futurs en un entorn interactiu i analític. Plataformes com eRoots Map o el motor de simulació VeraGrid no es limiten a mostrar informació sinò que, la contextualitzen, la simulen i la converteixen en capacitat predictiva.

La diferència entre disposar d’un mapa estàtic de capacitat i disposar d’un model dinàmic és enorme. Un mapa estàtic diu on estem. Un model dinàmic permet anticipar cap a on anirem. En un entorn on la majoria de nusos estan saturats o prop del límit, la capacitat d’analitzar escenaris futurs com serien els nous reforços, creixement de demanda, penetració addicional de renovables, impacte de centres de dades, tot plegat, esdevé crític.

Per als desenvolupadors de projectes renovables, aquestes eines permeten identificar no només on hi ha capacitat avui, sinó on hi haurà menys risc de curtailment demà. Per als grans consumidors, resolen la pregunta fonamental de localització estratègica: no només on hi ha terra disponible o incentius fiscals, sinó on hi ha xarxa viable i estable. Per a consultories i fons d’inversió, aporten una capa d’intel·ligència que redueix el risc regulatori i tècnic abans de comprometre capital.

Des d’una perspectiva d’opinió, crec que el futur de la planificació energètica passa inevitablement per la digitalització profunda del sistema elèctric. No podem gestionar una xarxa del segle XXI amb eines conceptuals del segle XX. La complexitat actual com son els fluxos bidireccionals, generació distribuïda, flexibilitat, emmagatzematge, interconnexions, exigeix capacitat de modelització avançada i anàlisi en temps quasi real.

La publicació dels mapes per part de REE és un pas necessari, però no suficient. La transparència és el punt de partida. La intel·ligència analítica és el següent pas. I aquí és on el software especialitzat, com el d’eRoots, pot jugar un paper tractor no només per al sector privat, sinó també com a eina de suport a la planificació pública.

Si el 75 % dels nusos estan tensionats, el debat no és només tècnic. És industrial, territorial i geoestratègic. La ubicació d’un centre de dades, d’una planta d’hidrogen o d’un clúster industrial electrificat pot dependre més de la topologia de la xarxa que de qualsevol altre factor econòmic. Sense eines avançades d’anàlisi, aquestes decisions poden ser miops o reactives.

La transició energètica entra en una fase madura. Ja no es tracta d’instal·lar megawatts, sinó d’optimitzar sistemes. Ja no és només una qüestió de generació, sinó d’arquitectura de xarxa. I en aquesta nova etapa, el valor diferencial no serà només qui construeixi més infraestructura, sinó qui sigui capaç d’entendre-la, modelitzar-la i anticipar-ne el comportament.

El mapa de capacitat publicat per REE ens diu on som. És a dir, en una xarxa sota pressió estructural. Les eines digitals avançades ens poden ajudar a decidir com avançar. La diferència entre col·lapse administratiu i planificació intel·ligent pot dependre, en gran part, de la qualitat de les eines amb què analitzem el sistema.

La pregunta ja no és si la xarxa és el coll d’ampolla. Ho és. La pregunta és si serem capaços de gestionar aquesta complexitat amb visió, tecnologia i coordinació. I aquí és on la combinació de transparència regulatòria i software analític avançat pot marcar la diferència entre una transició energètica tensionada i una transició realment estratègica.

Ramon Gallart

Electrificació en Risc

La lliçó sueca i el futur de l’eòlica a Espanya i Catalunya

La frenada de la inversió eòlica a Suècia no és un fet aïllat ni merament conjuntural; és un senyal d’alerta que pren una dimensió molt més profunda quan s’analitza en paral·lel amb dues grans tendències globals i aquestes son:

1.- L’electrificació accelerada de la demanda energètica i,

2.- L’evolució dels costos de les tecnologies netes. 

D’una banda, el sistema energètic europeu està immers en una transformació estructural que implica traslladar cap a l’electricitat una part creixent del consum que avui depèn del petroli i del gas. De l’altra, informes com el darrer Levelized Cost of Electricity de BloombergNEF mostren que les renovables i l’emmagatzematge continuen guanyant competitivitat, mentre que la generació fòssil s’encareix. La combinació d’aquests dos vectors, el de més demanda elèctrica i el de la tecnologia renovable potencialment més barata, podria ser una oportunitat històrica per a l’eòlica. Però també podria convertir-se en una contradicció si la inversió s’alenteix.

La transició energètica no consisteix simplement a substituir centrals de carbó per aerogeneradors. Implica electrificar el transport amb vehicles elèctrics, substituir calderes de gas per bombes de calor, transformar processos industrials intensius en calor, desplegar hidrogen verd i alimentar una economia cada cop més digitalitzada i dependent de centres de dades. Tot això comporta una conseqüència directa i és que el consum d’electricitat augmentarà de manera sostinguda durant les pròximes dècades. A Europa, els escenaris oficials apunten a increments molt significatius cap al 2030 i 2040. A Espanya, l’electricitat podria passar d’aproximadament una quarta part del consum final d’energia a prop d’un terç o més. Catalunya, amb un teixit industrial rellevant i una clara aposta per la descarbonització, també haurà d’incrementar notablement la seva demanda elèctrica si vol electrificar mobilitat, edificació i indústria.

Sota aquest context, una caiguda sostinguda de la inversió en nova capacitat renovable no és una simple dada sectorial, és un risc sistèmic. Si la demanda creix però l’oferta renovable no acompanya, el sistema pot derivar cap a una major dependència del gas, més volatilitat de preus i una pèrdua de competitivitat industrial. Suècia és un cas paradigmàtic perquè combina alta penetració renovable amb projectes d’electrificació industrial molt ambiciosos, com l’acer verd o la fabricació de bateries. Aquests sectors necessiten grans volums d’electricitat estable i barata. Si el desenvolupament eòlic s’estanca per problemes de rendibilitat (el periodico de la energia), permisos o incertesa regulatòria, la capacitat d’absorbir nova demanda queda compromesa. Es genera així un cercle perillós que comença amb menys inversió en generació, més incertesa, iacaba en menys inversió industrial.

Aquí és on les dades de BloombergNEF aporten un element a tenir en consideració. L’informe preveu que el cost nivellat de l’electricitat podria reduir-se fins al 2035 un 23% en eòlica terrestre i un 20% en eòlica marina. El 2025, el cost global de referència de l’eòlica terrestre se situa al voltant dels 40 dòlars/MWh, mentre que l’eòlica marina arriba als 100 dòlars/MWh. Paral·lelament, l’emmagatzematge en bateries ha experimentat una caiguda espectacular: un 27% interanual fins als 78 dòlars/MWh per a sistemes de quatre hores. Projectes solars combinats amb bateries ja ofereixen electricitat a uns 57 dòlars/MWh de mitjana. En contrast, el cost de les noves centrals de gas de cicle combinat ha pujat fins als 102 dòlars/MWh a escala global, el nivell més alt registrat.

Aquestes xifres tenen implicacions significatives. En teoria, l’eòlica es consolida com una opció estructuralment competitiva respecte al gas, especialment en mercats com el nord d’Europa o Amèrica del Nord. Si els costos continuen baixant i el gas es manté car, la finestra d’oportunitat per desplegar generació eòlica és clara. En un escenari d’electrificació massiva, disposar d’energia renovable barata és un avantatge estratègic per atraure indústria i garantir estabilitat de preus. Per a Espanya i Catalunya, amb bons recursos eòlics i solars, això podria significar una oportunitat per consolidar-se com a pols d’energia neta competitiva.

A més, la caiguda del cost de les bateries beneficia indirectament l’eòlica. Un dels seus principals reptes és la variabilitat. Si l’emmagatzematge esdevé més assequible, els parcs eòlics poden integrar bateries per oferir energia més gestionable, reduint la necessitat de centrals de suport basades en combustibles fòssils. BNEF destaca que en diversos mercats el cost de sistemes amb bateries ja està per sota dels 100 dòlars/MWh. Això reforça la capacitat de les renovables de competir no només en energia variable, sinó també en capacitat flexible.

Tanmateix, el panorama no és uniformement optimista. L’informe també mostra divergències regionals i tensions en l’eòlica marina, amb increments de costos globals del 12% i casos com el Regne Unit, on els projectes finançats recentment són un 69% més cars que fa cinc anys. Si aquestes pressions de cadena de subministrament i finançament persisteixen, l’eòlica marina a la Mediterrània que inclou els projectes d'interès a Catalunya, podria enfrontar-se a dificultats econòmiques majors del previst.

A més, la solar combinada amb bateries pot competir directament amb l’eòlica en determinades regions. A Espanya, amb un recurs solar excel·lent, els promotors podrien inclinar-se cap a projectes solars amb emmagatzematge si ofereixen retorns més previsibles. Això podria reduir el pes relatiu de l’eòlica si no hi ha una planificació equilibrada del mix. El repte no és tecnològic, sinó sistèmic i aqueés és el d'assegurar que totes les tecnologies complementàries es despleguin de manera coordinada.

El factor financer continua sent determinant. L’eòlica és intensiva en capital inicial, i petites variacions en els tipus d’interès poden alterar significativament el LCOE. L’experiència sueca demostra que, fins i tot amb tecnologia competitiva, la inversió pot congelar-se si el marc regulatori o les expectatives de mercat generen dubtes. La reducció teòrica de costos no garanteix nova capacitat instal·lada si el capital percep risc excessiu.

Per a Espanya i Catalunya, veig que l’electrificació que hauria de ser creixent de la demanda converteix la generació renovable en una necessitat estructural, no en una opció. Les dades de costos apunten que l’eòlica pot continuar sent un pilar competitiu del sistema elèctric, especialment si s’integra amb emmagatzematge. Però aquesta oportunitat només es materialitzarà si es manté un flux inversor estable, un marc regulatori previsible i una planificació robusta de xarxes i flexibilitat.

La lliçó sueca no és que l’eòlica hagi fracassat, sinó que la transició energètica és fràgil si oferta i demanda evolucionen a ritmes descoordinats. En una “cursa pels electrons” marcada per l’electrificació i els centres de dades, aturar la inversió renovable equival a comprometre el futur industrial. Espanya i Catalunya encara són a temps d’evitar aquest escenari, però només si entenen que el vent, per si sol, no mou el sistema: cal confiança, estabilitat i una arquitectura de mercat capaç de convertir la caiguda de costos en realitat instal·lada.

Ramon Gallart

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

Electrificar no Sempre és Desenvolupar

Què ens diu l’experiència global per a Espanya i Catalunya?

Prop de 800 milions de persones al món encara viuen sense accés a l’electricitat. L’Objectiu de Desenvolupament Sostenible número 7 de les Nacions Unides fixa com a meta garantir energia assequible i no contaminant per a tothom abans del 2030. La idea és poderosa i intuïtiva: si connectem tothom a la xarxa elèctrica, millorarem les seves oportunitats i reduirem la pobresa.

Però, i si no fos tan simple?

Una investigació recent de la Universitat de Maryland i la Universitat de Chicago, publicada al Journal of Political Economy, aporta un matís fonamental i és que la mida de la comunitat importa, i molt. Analitzant el gran programa d’electrificació rural de l’Índia (RGGVY), que va connectar 17,5 milions de llars entre 2005 i 2011, els investigadors van observar un patró clar. Als pobles amb més de 2.000 habitants, l’electrificació va duplicar la despesa de les llars i va impulsar la creació de microempreses i ocupació no agrícola. En canvi, als pobles amb menys de 300 habitants, no hi va haver millores econòmiques mesurables. Als pobles intermedis, els efectes van ser modestos i variables.

La conclusió és incòmoda ja que portar electricitat, per si sola, no sempre treu la gent de la pobresa.

Podríem pensar que aquesta realitat és llunyana. Espanya i Catalunya tenen una electrificació pràcticament universal des de fa dècades. Però la lliçó de fons és extraordinàriament rellevant avui, especialment en el debat sobre despoblament rural, transició energètica i cohesió territorial.

A Catalunya, més del 60% dels municipis tenen menys de 1.000 habitants. A Espanya, milers de pobles, especialment a l’anomenada “Espanya buidada” no arriben ni als 500 residents. En aquests territoris, el problema ja no és l’accés a l’electricitat, sinó la manca d’activitat econòmica, serveis, infraestructures digitals i oportunitats laborals.

Durant anys hem assumit que determinades infraestructures són, gairebé automàticament, una palanca de desenvolupament. Primer va ser l’electricitat. Després, l’autopista. Ara, la fibra òptica o els parcs renovables. Però la recerca índia ens recorda que una infraestructura, per si sola, no genera prosperitat si no existeix una massa crítica de població i activitat que la pugui aprofitar.

En el context actual, Espanya i Catalunya estan immerses en una transformació energètica profunda: desplegament massiu de renovables, comunitats energètiques locals, electrificació de la mobilitat i de la calefacció, autoconsum fotovoltaic. Molts projectes se situen en zones rurals poc poblades. Se’ns diu que això generarà ocupació i revitalitzarà el territori. Però la pregunta que planteja l’estudi és pertinent: quins beneficis econòmics reals es quedaran al territori? I en quines condicions?

Si un municipi de 150 habitants instal·la un gran parc solar o eòlic, això no implica automàticament que s’hi creïn microempreses, que augmenti la despesa local o que es fixi població. Pot haver-hi ingressos fiscals, lloguers de terrenys o alguns llocs de treball puntuals, però difícilment es produirà una transformació estructural si no hi ha altres peces del trencaclosques: serveis públics, connectivitat digital, accés a mercats, formació i suport empresarial.

Exactament el que suggereix Louis Preonas quan apunta que, potser, l’electricitat ha d’anar acompanyada d’altres intervencions com serien les escoles, centres de salut, carreteres, polítiques de suport a l’activitat econòmica.

La troballa que els pobles de més de 2.000 habitants sí que experimenten un salt econòmic és especialment interessant per a Catalunya. Molts municipis mitjans (entre 2.000 i 10.000 habitants) podrien ser l’escala òptima per impulsar noves activitats vinculades a la transició energètica: petites indústries, serveis tècnics, cooperatives energètiques, economia circular. En canvi, als micropobles de menys de 300 habitants, el repte és diferent. Aquí, l’objectiu potser no és tant “créixer”, sinó garantir qualitat de vida: accés a serveis bàsics, connectivitat, autonomia energètica i estabilitat demogràfica.

L’error seria aplicar la mateixa recepta a tot arreu.

Un altre element clau de la recerca és la distinció entre reducció de la pobresa i millora de la qualitat de vida. Encara que l’electrificació no generi un augment mesurable del PIB local en pobles petits, pot millorar la salut, l’educació o el confort domèstic. Traslladat al nostre context: una comunitat energètica que redueixi la factura elèctrica de famílies vulnerables en un petit municipi pot no disparar el creixement econòmic, però sí alleugerir la pobresa energètica i reforçar la cohesió social. I això ja és un benefici rellevant.

El problema apareix quan confonem objectius. Si prometem reactivació econòmica massiva a territoris amb molt poca població només perquè hi invertim en energia, correm el risc de generar frustració i desafecció.

La lliçó per a Espanya i Catalunya és clara donat que, les infraestructures són necessàries, però no suficients. La mida de la comunitat, la seva estructura econòmica i la seva connectivitat amb altres nuclis són determinants. En lloc d’assumir que qualsevol inversió energètica revitalitzarà el territori, potser caldria concentrar determinades activitats productives en municipis mitjans amb massa crítica; dissenyar polítiques específiques per a micropobles centrades en serveis, qualitat de vida i autonomia; integrar energia, digitalització, mobilitat i serveis públics en una estratègia conjunta; i avaluar els projectes no només per la potència instal·lada, sinó pel seu impacte real sobre el teixit econòmic local.

Electrificar el món és imprescindible. Descarbonitzar l’economia també. Però la infraestructura no és màgia. Sense persones, mercat i serveis al voltant, els cables no generen prosperitat per si sols. Potser la gran lliçó que ens arriba des de l’Índia és aquesta: el desenvolupament no depèn només de tenir llum, sinó de tenir un ecosistema que sàpiga què fer amb ella. I això, a l’Espanya buidada i a molts racons de la Catalunya rural, continua sent el veritable repte.

Ramon  Gallart