Pèrdues Elèctriques

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

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

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

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

1.- Allibera capacitat

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Ramon Gallart

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Tot plegat ens obliga a fer-nos preguntes incòmodes. 

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

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

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

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

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

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

Ramon Gallart

El que la Central ens Continua Ensenyant

He llegit dues vegades l'article de l' Anna Puixeu Palou a Les Garrotxes, "L'aigua, la pedra i l'energia". La primera, com a professional del sector; la segona, com a company d'en Jaume.

I en totes dues he arribat a la mateixa conclusió que no és altre que, aquest text no parla només del passat de Sant Pau de Segúries, sinó d'un debat que tenim molt present a la nostra feina.

L'Anna explica clarament com la pedrera del Carbur, la fàbrica de 1912 i les centrals del Ter van fer d'un municipi petit un nucli industrial i hidroelèctric de primer ordre. Però el que m'ha tocat més és el final en el que es refereix a la jubilació (merescudísima) d'en Jaume, el darrer centraler local dedicat exclusivament a les centrals de la comarca. Sense dubte, amb ell es tanca una manera de fer aquest ofici.

He compartit molts anys de feina amb en Jaume i puc confirmar que la descripció de l'Anna és exacta. Ser centraler vol dir vigilar nivells, netejar reixes i bagants, escoltar com sona una turbina i saber, abans que cap alarma, que alguna cosa no va bé. Vol dir sortir de nit quan el Ter baixa crescut i no mirar el rellotge. Hi afegeixo i moltes vegades des de la distància i soletat dels llocs que es prenen les decisions.

En Jaume coneix cada resclosa i cada tram de canal com qui coneix la seva casa. Aquest coneixement no apareix en cap balanç ni en cap indicador de rendiment, però és el que ha mantingut les centrals en marxa durant dècades. Quan algú així es jubila, no es perd només un treballador, es perd memòria tècnica viva.

Des d'un punt de vista d'enginyeria, hi ha un detall de l'article que mereix una pausa: la turbina Francis de 1912 que encara gira a Sant Pau. Pocs actius industrials resisteixen més d'un segle en servei. Que aquest ho faci diu molt de la qualitat del disseny original i, també, del manteniment constant de persones com en Jaume.

La minihidràulica fluent, com la de la vall de Camprodon, té virtuts que avui valorem més que mai. Produeix de manera previsible, no emet CO2 en l'operació i aporta inèrcia mecànica real a la xarxa de distribució local, una qualitat cada cop més escassa en un sistema dominat per la fotovoltaica i l'eòlica. A més, genera a prop d'on es consumeix i redueix pèrdues de transport elèctric.

No és una tecnologia sense reptes. Les concessions d'aigua, els cabals ecològics, la continuïtat fluvial i els episodis de sequera condicionen l'explotació. Però precisament per això cal saber gestionar-la amb criteri, i no només amb tecnologia.

L'Anna té raó quan diu que l'automatització i la digitalització han transformat dràsticament la professió. Ho he viscut. Vull dir que, de tres treballadors per central hem passat a sistemes de telecontrol que permeten supervisar diverses instal·lacions des d'una sola pantalla. És un avenç real en seguretat, eficiència i capacitat de resposta.

Però com a tècnic sènior us diré una cosa que sovint s'oblida i no és altre que, un sensor mesura el que li hem dit que mesuri. No detecta l'olor d'un coixinet que s'escalfa, el soroll diferent d'un canal amb fulles ni el comportament d'un riu que només coneix qui l'ha vist créixer cent vegades. Aquest coneixement tàcit és el que ara (en general) corre el risc de perdre's.

El repte, per a nosaltres i per a tot el sector, és transferir-lo abans de marxar. Documentar procediments, formar el relleu al costat dels veterans i integrar aquesta experiència en els models predictius. La digitalització funciona millor quan aprèn de persones com en Jaume, no quan son substituides sense escoltar-les.

Avui parlem de comunitats energètiques, d'autoconsum, de generació distribuïda i de sobirania energètica com si fossin conceptes nous. L'article ens recorda que la vall de Camprodon ja els practicava a finals del segle XIX, disposàvem de fàbriques amb instal·lació elèctrica pròpia, centrals a peu de riu i una xarxa que creixia salt a salt, al ritme del territori.

El model energètic que ve no serà el d'un gran centre de producció i milers de punts de consum. Serà una xarxa intel·ligent on conviuran la hidràulica en molts casos, històrica, els parcs solars, l'emmagatzematge i el consum flexible. Les petites centrals tenen un paper clar en aquest mosaic que no és altre que la seva gestionabilitat (no disponible ni explicada en les renovables), locals i donen estabilitat a un sistema que en necessita.

Per això comparteixo la pregunta amb què l'Anna tanca el seu text. Fins on volem i podem conservar la capacitat de produir energia des de casa nostra? La meva resposta, després de tants anys al sector, és clara. Vull dir doncs, tant com sigui possible. No per nostàlgia, sinó perquè és tècnicament sòlid, mediambientalment coherent i estratègicament necessari.

L'article de l'Anna és un document valuós perquè posa noms, dates i rostres a una història que sovint queda amagada darrere d'un interruptor. Les fotografies de l'Arxiu Estabanell ho mostren bé, és a dir, abans de cada quilowatt hi havia mans, esforç i ofici o. el que és el mateix..... persones.

Jaume, la turbina de 1912 continuarà girant, gràcies al teu llegat el qual, no és només el que has mantingut en funcionament, sinó tot el que ens has ensenyat als qui seguim. Ens toca a nosaltres estar a l'altura.

Bona jubilació!

Ramon Gallart

Com un CPD a la Llar Podria Ajudar a Escalfar-la.

La proposta que es va publciar a The Guardian de convertir les llars en petits centres de dades capaços de produir aigua calenta aprofitant la calor generada pels servidors informàtics és una d’aquelles idees que, quan s’expliquen, semblen gairebé evidents.

Al cap i a la fi, qualsevol equip electrònic transforma pràcticament tota l’energia que consumeix en calor. La diferència és que, en aquest cas, el dispositiu no només genera calor, sinó que també presta un servei útil de computació. Des d’un punt de vista energètic, això representaria una forma intel·ligent d’aprofitar una energia que avui es considera un residu.

Aquesta iniciativa li veig sentit si es té en compte el creixement exponencial dels centres de dades impulsat per la digitalització. Cada vegada es necessiten més servidors, i aquests consumeixen quantitats molt importants d’electricitat. Però, cal que tota aquesta energia acabi convertint-se en calor, que normalment s’ha d’eliminar mitjançant sistemes de refrigeració costosos i poc eficients. Si una part d’aquesta calor es pogués aprofitar per escalfar aigua o espais habitables, s’obté un doble benefici ja què, es reduirien les pèrdues energètiques i es disminuiria el consum de combustibles o electricitat destinats a usos tèrmics.

Ara bé, la seva viabilitat dependrà i molt de les condicions locals. Al Regne Unit, on han sorgit aquestes primeres experiències, la demanda de calefacció és gran durant bona part de l’any. A més, moltes llars disposen de dipòsits acumuladors d’aigua calenta, que són precisament els sistemes amb què aquestes solucions funcionen millor. Això facilita que la calor produïda pels servidors s’emmagatzemi i es pugui utilitzar quan es necessiti.

A Espanya la situació és diferent. El principal inconvenient és que una gran part del parc residencial disposa de calderes de gas sense acumuladors. Això limita considerablement el nombre de llars compatibles amb aquesta tecnologia sense haver de fer modificacions importants. A més, el clima espanyol és molt més benigne que el britànic i, per tant, el valor de la calor recuperada és inferior durant una part significativa de l’any.

També cal considerar que les necessitats de calor i les necessitats de computació no coincideixen necessàriament. Els servidors poden generar calor les 24 hores del dia, mentre que el consum d’aigua calenta o calefacció es concentra en determinades franges horàries. Aquest desajust obliga a disposar de sistemes d’acumulació eficients i fa que no sempre es pugui aprofitar tota l’energia disponible.

Tot i aquestes limitacions, considero que a Espanya hi ha espai per a aquest tipus de solucions, especialment en segments molt concrets. Podrien encaixar bé en habitatges unifamiliars, edificis amb acumulació centralitzada d’aigua calenta, hotels, residències, gimnasos o petits equipaments amb una demanda tèrmica relativament constant. En aquests casos, la recuperació de calor podria contribuir a reduir costos energètics i emissions.

En el cas concret de Catalunya, el potencial és desigual segons el territori. En àrees de muntanya com la Cerdanya, el Ripollès, el Berguedà, el Solsonès o la Vall d’Aran, on la demanda de calefacció és elevada durant diversos mesos l’any, la calor generada pels servidors adquireix un valor molt més gran. En aquests entorns, la combinació entre consum tèrmic i disponibilitat de connexions de telecomunicacions podria fer atractiva la tecnologia.

En canvi, a l’àrea metropolitana de Barcelona i a les zones costaneres com el Maresme, la Costa Brava o el Camp de Tarragona, el principal ús estaria vinculat a l’aigua calenta sanitària, ja que les necessitats de calefacció són molt menors. Això no significa que la solució no sigui útil, però sí que els beneficis econòmics serien més modestos i, per tant, l’interès del consumidor podria ser menor.

També és important comparar aquesta proposta amb altres tecnologies que estan avançan com, les bombes de calor i l’aerotèrmia ja que, continuen sent molt més eficients des del punt de vista estrictament energètic, ja que poden generar tres, quatre o fins i tot cinc unitats de calor per cada unitat d’electricitat consumida. Un servidor informàtic no multiplica l’energia; simplement aprofita la calor que inevitablement genera durant el seu funcionament. Per tant, no és una alternativa directa a l’aerotèrmia, sinó una tecnologia complementària.

La meva impressió és que ens trobem davant d’una solució enginyosa, coherent amb els principis d’economia circular i amb un gran valor pot ser, "simbòlic", perquè transforma un residu en un recurs. No obstant això, em costa veure-la com una tecnologia de desplegament massiu en el mercat residencial espanyol. Les diferències climàtiques respecte al nord d’Europa, la configuració de les instal·lacions domèstiques existents i el fort creixement de l’aerotèrmia fan pensar que el seu futur serà més aviat de nínxol.

Dit això, sí que crec que podria tenir recorregut en determinats àmbits de Catalunya, especialment en habitatges amb acumulació d’aigua calenta, equipaments amb demanda tèrmica estable i zones amb hiverns freds. Si les empreses aconsegueixen demostrar estalvis reals, una elevada fiabilitat i una gestió senzilla per a l’usuari i sobre tot, la seva implantacio sigui viable tècnica i econòmicament,  aquesta tecnologia podria convertir-se en un complement interessant dins de l’ecosistema energètic del futur, on cada vegada tindrà més importància aprofitar fins a l’últim watt d’energia disponible.

Ramon Gallart

La Xarxa de Distribució, Entre Brussel·les i les Capitals

No hi ha dubte que, la xarxa de distribució elèctrica de qualsevol distribuiros i ciutat o pobla d'Europa, ha deixat de ser la "llauneria" invisible del sistema elèctric. 

Avui és el lloc on es decideix si la transició energètica és possible, a quin preu i per a qui. durant la meva cerrera profesional, he vist passar des dels comptadors electromecànics als intel·ligents i d'una xarxa que només "baixava" energia a una molt més estocàtica que rep la que generen teulades, parcs solars i bateries. Per això he llegit aquest article d'Euronews amb atenció sobre el pols que enfronta ara Brussel·les i les capitals europees sobre com es paguen les xarxes.

Segons un document del Council of the European Union al qual ha tingut accés Euronews, els governs de la UE volen rebaixar la proposta de la Comissió que li donaria més control sobre com es paguen i es gestionen les xarxes. Això, no és una questió menor doant que, els peatges de xarxa ja representen el 27% de la factura de les llars i el 21% de la de les empreses, i Brussel·les vol electrificar el 46% de l'economia el 2040, ara mateix, en plena crisi per la tensió a l'estret d'Ormuz.

La proposta que ara negocia la presidència irlandesa demana tarifes que incentivin reduir la punta, desplaçar consums en el temps i tenir en compte on es connecten els nous projectes. El nus és una metodologia tarifària de referència europea que, segons Irlanda, harmonitzaria el mètode i no les tarifes. Tot i aquesta matisació, França, Alemanya, Itàlia, Polònia, Finlàndia, Espanya i els Països Baixos prefereixen guies no vinculants, i Espanya fins i tot qüestiona l'eficàcia i l'impacte social d'alguns d'aquests instruments. Al mateix temps, una majoria d'estats vol que siguin els governs qui decideixin qui es connecta primer quan falta capacitat, davant les cues creixents de fàbriques, renovables i centres de dades.

La meva impressió és que tots dos punts de vista tenen part de raó, i precisament per això el risc és que el debat es resolgui malament. Europa necessita criteris comuns, però una tarifa no es pot dissenyar igual per a una distribuïdora amb milions de clients que per a una elèctrica local amb uns milers de punts de subministrament. 

Penso que un senyal de preu només funciona si la xarxa el pot llegir i el client el pot entendre: sense mesura horària fiable i dades accessibles, premiar el consum fora de punta és paper mullat. He aprés que la congestió és local, perquè un mateix municipi pot tenir un carrer saturat i un polígon amb capacitat de sobres, i les solucions que funcionen es decideixen a prop del transformador. I, sobretot, fer possible que la flexibilitat sigui més barata que el coure, sempre que la regulació la reconegui i retribueixi la intel·ligència de la xarxa, no només l'estesa de cable.

Amb aquesta mirada, l'impacte a Espanya no serà igual per a tothom. La distribució està molt concentrada en les 4 grans eelctriques (i-DE, e-distribución, UFD i EDP), que operen amb una taxa de retribució del 6,58% fixada per la CNMC per al període 2026-2031, per sota del 7% que reclamava el sector. Per a aquests grups, una metodologia europea seria una capa regulatòria més, però també un argument per homologar la rendibilitat amb la d'altres països. On més s'hi juguen és en la prioritat de connexió, ja que reben la major part de les sol·licituds de centres de dades i de consums electrointensius. Tenen equips, dades i capacitat d'inversió per adaptar-se, i per a ells les tarifes dinàmiques són sobretot una oportunitat d'aprofitar millor la xarxa existent.

La història és ben diferent per als petits. A Espanya hi ha prop de 330 distribuïdores amb menys de 100.000 clients connectats a les repectives xarxes de distribució, que reben poc més del 7% de la retribució total. Moltes són elèctriques locals centenàries, amb les mateixes obligacions que les grans però amb una fracció dels recursos. Per a elles, cada nova metodologia o requisit de dades és un cost fix que pesa molt més sobre el marge. I si les tarifes es fan a Brussel·les i la prioritat de connexió a Madrid, els queda poc espai per explicar la seva realitat, cosa que fa imprescindible la veu d'associacions com GEODE - The voice of local energy distributors across Europe, CIDE - Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica o Asociación de Empresas Eléctricas (ASEME).

Ara bé, no tot són riscos. La proximitat és un avantatge real a l'hora de gestionar flexibilitat local ja que, coneixem cada centre de transformació i sovint cada client. Les comunitats energètiques, l'autoconsum col·lectiu i els mercats locals de flexibilitat encaixen millor en xarxes petites i àgils. Perquè aquesta oportunitat es materialitzi, però, la flexibilitat que reclamen les capitals ha d'arribar també a l'aplicació, amb llindars, formats simplificats i eines compartides que evitin que cada distribuïdor hagi de reinventar la roda.

Per això crec que la pregunta no és "Brussel·les o capitals", sinó com fem que unes regles comunes serveixin per a xarxes molt diferents. Cal que Europa fixi principis i que cada regulador els apliqui amb proporcionalitat, amb un règim simplificat per als petits sese que això suposo un agravi comparitu. Cal que la inversió en digitalització i operació activa de la xarxa compti tant com les línies noves. Cal que, si la prioritat de connexió és una tria política, sigui pública, justificada i revisable, i que no deixi el territori ni la demanda local darrere dels grans consumidors. I cal, finalment, que qui opera cada dia la xarxa de baixa i mitja tensió sigui a la taula on se'n dissenyen les regles.

La factura de la llum no entén de debats competencials. Si ho fem bé, les tarifes ens ajudaran a aprofitar millor la xarxa que ja tenim; si ho fem malament, afegirem complexitat just allà on menys recursos hi ha per gestionar-la.

Ramon Gallart

La Xarxa Elèctrica Espanyola, a la Vora de la "Sopa Primigènia"

Fa uns dies vaig llegir una dada que, per la meva feina, no m'hauria de sorprendre però que igualment em va deixar pensatiu i no és altre que el 86,5% de les subestacions elèctriques d'Espanya estan ja completament saturades.

Segons l'última actualització del mapa de capacitat d'accés elaborat pel Foro Industria y Energía (FIE) i Opina 360, de les 6.127 subestacions operatives del país, 5.301 no tenen ni un sol megawatt lliure, i només 826 conserven marge d'accés. El sistema, en xifres agregades, ha perdut 282,2 MW nets de capacitat disponible en sis mesos, passant de 7.400,8 a 7.118,6 MW.

Portem anys parlant de la "cua" de projectes renovables i industrials que esperen connexió. Doncs bé, la cua ja no és una cua, és un embús estructural. I com a algú que porta dècades mirant plànols de xarxa i corbes de demanda, se m'acut que l'analogia més honesta per explicar-ho al públic general no ve del món elèctric, sinó de la cosmologia. Concretament, del moment en què l'univers va deixar de ser una sopa de partícules soltes i va començar a formar els primers àtoms.

Just després del Big Bang, l'univers era tan calent i tan dens que cap partícula podia unir-se de manera estable amb una altra. Quarks, electrons, fotons... tot volava lliurement, i cada vegada que dues partícules intentaven lligar-se, una tercera arribava i les tornava a separar. No hi havia "buit" prou tranquil enlloc perquè es formés res durador. Només quan l'univers es va anar expandint i, per tant, refredant l'energia ambiental va baixar prou perquè els quarks poguessin quedar-se junts formant protons i neutrons, i més tard perquè els electrons poguessin finalment "encaixar" al voltant dels nuclis i formar els primers àtoms d'hidrogen.

La nostra xarxa elèctrica es comporta, avui, d'una manera sorprenentment semblant. Cada subestació és, en certa manera, un "pou de potencial". És a dir, un lloc on un projecte com podria ser una planta fotovoltaica, una indústria electrointensiva, un punt de recàrrega, pot "lligar-se" a la xarxa i quedar-hi de manera estable. Quan aquell pou es queda sense espai, el projecte no pot fixar-s'hi; rebota, es queda "lliure" com un electró sense nucli, esperant algun altre lloc on trobar acollida. Amb el 86,5% de subestacions saturades, l'immens gruix de la demanda energètica del país es troba, ara mateix, en aquest estat de "partícula lliure": generada, real, amb ganes de connectar-se... però sense un pou on assentar-se.

El març passat, el Govern va aprovar, mitjançant l'article 11 del Reial decret llei 7/2026, una mesura pensada exactament per provocar això que en cosmologia en diuen una "recombinació": obligar a pagar a qui manté reservada capacitat d'accés sense haver iniciat activitat, amb l'objectiu de forçar-los a alliberar-la i que altres projectes poguessin finalment lligar-s'hi. La lògica era la mateixa que la del refredament còsmic; si abaixes la "temperatura" (en aquest cas, l'incentiu a acaparar), hauries de veure com apareixen noves unions estables. Doncs bé, sis mesos després, el director d'Opina 360, Juan Francisco Caro, ho diu sense embuts. De fet, les dades de setembre "mostren just el contrari", i la xarxa continua pràcticament igual de saturada que fa mig any, amb algunes regions fins i tot pitjor. La saturació global amb prou feines s'ha mogut, del 86,3% al 86,5%. És com si, malgrat l'expansió de l'univers, la temperatura s'hagués quedat obstinadament clavada just per sobre del llindar necessari perquè els àtoms es formin. El refredament regulatori hi és, sobre el paper, però l'energia lliure que hauria de permetre noves unions no acaba de precipitar-se en connexions reals.

Hi ha un detall de l'informe que m'ha semblat, cosmològicament parlant, encara més revelador i és que, en aquests sis mesos s'han incorporat 1.258,6 MW de capacitat nova en unes zones, mentre que en unes altres se n'han ocupat 1.540,8 MW. És a dir, hi ha hagut moviment real, "creació" i "destrucció" de capacitat disponible en paral·lel arreu del territori, però el balanç net continua sent negatiu. Això em recorda un dels grans enigmes de la física de partícules. Per què, si el Big Bang va generar matèria i antimatèria a parts pràcticament iguals i, totes dues s'haurien d'haver aniquilat mútuament fins a no deixar res, avui existeix un univers fet de matèria. La resposta és que hi va haver una petitíssima asimetria que s'estima, per cada mil milions de parells matèria-antimatèria que es van aniquilar, en va sobrar un de matèria que no va trobar parella. Aquell miserable excedent és, literalment, tot el que veiem avui en fomra d'estrelles, planetes, nosaltres mateixos.

La xarxa elèctrica espanyola necessita, ara mateix, exactament això, una asimetria estructural, no simplement un cicle de "creació i destrucció" de capacitat que s'autocancel·la regió a regió. Ara mateix tenim un sistema on País Basc (100% saturat, 0 MW disponibles), Navarra (99,6%) i La Rioja (98,4%) es troben pràcticament exhaurides i, vuit províncies, entre elles Àlaba, Guipúscoa, Biscaia o Màlaga, arriben al 100%, mentre que Galícia, Andalusia i Catalunya conserven els volums més alts de capacitat lliure. El cas de Navarra, que ha passat de 453,4 a només 1,9 MW disponibles en sis mesos, és el retrat perfecte d'una regió on l'"aniquilació" ha guanyat clarament a la "creació".

Si l'analogia serveix per alguna cosa, és per assenyalar on cal actuar. En cosmologia, la recombinació no va ser un acte de voluntat; va ser conseqüència directa i mecànica de l'expansió de l'espai. A la xarxa elèctrica, en canvi, l'"expansió" és a dir, la creació de nova capacitat física, no és automàtica ja que, exigeix inversió en línies, transformadors i, sobretot, en flexibilitat de la demanda i emmagatzematge, que actuen com un autèntic mecanisme de refredament artificial, capaç d'absorbir puntes i alliberar marge sense esperar que es construeixin quilòmetres de nova xarxa de transport. La mesura del Reial decret llei 7/2026 anava en la bona direcció conceptual, però els números de setembre demostren que, aplicada tota sola, no genera prou "energia d'activació" perquè el sistema es reorganitzi. Cal combinar-la amb una planificació de xarxa més granular per comunitats i províncies perquè, no té sentit tractar igual el País Basc, pràcticament al límit físic, que Astúries, Balears o Canàries, amb marges superiors al 40%, amb mecanismes que premiïn qui allibera capacitat de debò per sobre de qui simplement la mou d'una taula a una altra, i amb un impuls decidit a l'emmagatzematge i la gestió de la demanda com a vàlvules de seguretat mentre la xarxa física es reforça.

Als anys 90 del segle passat en dèiem "instal·lar més ferro". Avui, si volem que Espanya no es quedi atrapada en el seu propi big bang energètic, tota aquesta energia renovable i industrial generada però incapaç de trobar on "assentar-se", necessitem que el sistema es refredi de debò. I això, a diferència de l'univers primigeni, sí que depèn de nosaltres.

Ramon Gallart

L'Energia com a Decisió de Negoci, no com una Factura

Fa unes setmanes, Carlos Ballesteros Barrado, director general de l'Asociación Nacional de Empresas de Servicios Energéticos (ANESE), signava a El Economista un article amb un títol que és, en si mateix, una tesi: ¿Puede una empresa ser competitiva si no sabe gestionar su energía?. 

La resposta que apunta ,la qual comparteixo, és que no. I convé aturar-s'hi, perquè darrere d'aquesta pregunta hi ha un canvi de paradigma que moltes empreses possiblement encara no han acabat d'interioritzar.

De fet,  l'energia es tracta com una línia més del compte de resultats és a dir, una despesa fixa, gairebé inevitable, que es negociava un cop l'any amb la comercialitzadora i s'oblidava fins a la factura següent. CEs del meu punt de vista, Ballesteros ho descriu amb precisió quan afirma que "durant anys, parlar d'energia en una empresa era parlar d'una factura. El seu mèrit és assenyalar que aquesta mirada s'ha quedat curta. Avui l'energia afecta directament els costos, els marges, la capacitat d'inversió i a la posició competitiva d'una empresa dins del seu mercat. En un context europeu de preus volàtils, pressió regulatòria que va agumentant i exigències de descarbonització, l'empresa que entén la seva energia pren millors decisions que la que només la paga. La diferència ja no es mesura en cèntims per kWh, sinó en agilitat, resiliència i marge.

Coincideixo amb el diagnòstic de Ballesteros, i voldria aportar que tot i que, l'article descriu molt bé què cal fer, el veritable coll d'ampolla no és la intenció, sinó la traducció d'aquesta intenció a l'operativa diària de l'empresa. Ell mateix ho reconeix quan alerta del risc d'una "nova escletxa empresarial" entre qui converteix l'eficiència en avantatge competitiu i qui la percep només com una obligació normativa. Aquesta esceltxa, en la meva experiència, no s'obre per manca de tecnologia ni de voluntat, sinó per manca de dades accionables i de governança interna. Moltes pimes no coneixen quant consumeixen per unitat produïda, per torn, per línia o per client. I el que no es mesura, no es gestiona. Per tant, no és al model, sinó  la temptació de quedar-se en el discurs sense baixar-lo a processos concrets.

El punt que crec que mereix més èmfasi és que l'energia no és un departament, sinó una variable transversal que travessa tots els processos d'una empresa. En la gestió i la direcció, l'energia hauria de ser un indicador de gestió i no una despesa administrativa: ja que, el cost energètic per unitat de producte, l'exposició a la volatilitat del mercat o l'estalvi verificat via CAE són dades que haurien d'estar  al comitè de direcció com ho estan  les vendes, etc...

Com pregunta encertadament Ballesteros, si amb eficiència podem reduir costos i generar estalvis, per què aquests estalvis no formen part de l'estratègia empresarial? En la producció és on l'impacte és més tangible ja que, conèixer el consum de cada línia, cada màquina i cada torn permet detectar ineficiències invisibles com podrien ser els equips que consumeixen en buit, pics de demanda mal planificats que disparen el terme de potència, o processos que es podrien reprogramar cap a franges horàries més barates. La flexibilitat de la demanda, que l'article esmenta com un dels reptes immediats, és exactament això i no és altre cosa que, convertir el procés productiu en un actiu que respon al preu de l'energia en lloc de patir-lo. En la logística i l'aprovisionament, la electrificació de la demadna motivada per la descarbonització de la cadena de subministrament ja no és voluntària per a moltes empreses europees, sinó una condició per accedir a determinats clients, licitacions i finançament; gestionar bé l'energia és, cada cop més, gestionar bé l'accés al mercat. I en les finances, l'eficiència deixa de ser un cost enfonsat per convertir-se en una font de retorn.

Ballesteros tanca el seu article amb una idea que m'agrada i és saber quant li costarà descarbonitzar la seva activitat, sinó quant li costarà no fer-ho. Hi afegeixo una segona pregunta,  una empresa que no sap on va cada kWh que consumeix, sap realment com produeix? Perquè el consum energètic és, en el fons, un mirall dels seus processos. Optimitzar l'energia obliga a entendre millor la producció, a ordenar les dades i a professionalitzar la gestió. L'eficiència energètica, ben entesa, no és només una via d'estalvi sinó, és una eina de diagnòstic empresarial. La transició energètica, com bé recorda ANESE, necessita passar de la intenció a la implementació. Per a les empreses europees i molt especialment per a les pimes, aquest pas no és una càrrega normativa. És, probablement, la millor oportunitat de la dècada per revisar de dalt a baix com prenen decisions, com produeixen i com competeixen.

Ramon Gallart