Aquest dimarts marca el primer aniversari de la gran apagada del 28 d’abril de 2025. Una fallada en el control de tensió originat al sud-oest peninsular, seguida d’una cascada de desconnexions de la xarxa, van provocar una caiguda de 15 GW de la demanda elèctrica de l’Estat en només cinc segons, un desequilibri que va fer caure tot el sistema. A hores d’ara, les conclusions a què han arribat els tècnics en les investigacions és que el “zero energètic” té un “origen multifactorial” vinculat a una mala regulació de la tensió en el sistema elèctric. Arran d’això, a mitjan abril la Comissió Nacional dels Mercats i la Competència (CNMC) va obrir una dotzena d’expedients sancionadors per sancions “greus” a operadores com Endesa, Naturgy, Iberdrola o Repsol, i un per infraccions “molt greus” a Red Eléctrica de España (REE), l’operador principal de la xarxa d’alta tensió de l’Estat.
Però més enllà de la cerca de responsables, l’any transcorregut després de l’apagada elèctrica més important de la història de l’estat espanyol també ha servit per fer-se altres preguntes. On va fallar el sistema? Què podem millorar per evitar casos així en el futur? És viable l’actual distribució de fonts d’energia? I, en termes més generals, cap a on va el sistema energètic de l’Estat?
Dins d’aquest clima d’incerteses, molts ulls s’han dirigit cap a les energies renovables, especialment les eòliques i fotovoltaiques, les dues grans generadores a l’Estat. D’acord amb l’Informe del sistema eléctrico español 2025 de REE, les renovables van generar 150.988 GWh d’electricitat l’any passat a l’Estat, el 55,5% del total, amb l’eòlica (58.801 GWh, -3,5% respecte a 2024) i la solar (53.870 GWh, +10,6%) al capdavant. No és cap novetat que les renovables viuen des de fa anys un auge a l’Estat, i el 2025 es van instal·lar 10 GW nous d’eòlica i solar fotovoltaica, que sumats a les noves instal·lacions d’autoconsum s’eleven fins als 11,6 GW d’energia.
Els baixos preus de l’electricitat i la incompatibilitat de la xarxa
“Pocs països estan en un nivell tan alt de descarbonització del consum elèctric”, assegura el director general de Prime Rubau Energia (Grup Rubau) i membre de la junta directiva del Clúster d’Energia Eficient de Catalunya, Ferran Garrigosa. Aquestes fonts d’energia autòctones han aportat a l’estat espanyol una posició privilegiada dins del continent, principalment gràcies als baixos preus energètics i la seva estabilitat davant d’externalitats: “El 2022, quan la penetració de renovables no era la que és ara, durant les hores solars no hi havia prou oferta, i durant la guerra de Rússia se’ns va disparar molt el preu per culpa del gas. Ara, amb l’Iran, el nivell de penetració de les renovables és tan alt que no hi ha hagut impacte, excepte quan no hi ha sol. Les renovables han amortit l’efecte d’una guerra”.
Tanmateix, les energies eòliques i solars fotovoltaiques presenten una gran diferència respecte a les fonts tradicionals: són, en paraules de Garrigosa, “cavalls desbocats que no controles”. “La variabilitat dels recursos renovables sobre la generació elèctrica canvien com s’havia concebut el sistema fins ara, en què les centrals tenien una font d’energia fòssil o hidràulica amb què podien controlar la generació i seguir la demanda”, valora el subdirector dels estudis de màster de l’Escola Tècnica Superior d’Enginyeria Industrial de Barcelona (ETSEIB-UPC) i membre de la junta directiva de CITCEA-UPC, Roberto Villafáfila. Així, a diferència d’una producció constant i modulable, les renovables ofereixen una energia molt més barata i autòctona, però amb pics de producció molt més marcats i no controlables.
Les renovables han permès accedir a una energia autòctona i molt més barata, però també menys regular i amb una xarxa elèctrica no prou preparada
Aquest fet augmenta el grau de variabilitat del sistema, especialment en plantes com les que abunden al sud de la Península Ibèrica, grans instal·lacions que aporten una enorme generació d’energia al sistema, però sense que aquesta es consumeixi en les proximitats. “L’apagada ens va demostrar que cal veure com facilitar la integració de les renovables al sistema, i hem de ser conscients que comporta una evolució i una transició”, apunta Villafáfila.
Aquesta transició, entesa com una integració dels nous sistemes a la xarxa en funcionament, és la que, a parer de Garrigosa, no s’ha fet a la velocitat esperada, que sí que han adoptat les centrals generadores. Com a resultat, els preus de l’energia en el mercat majorista arriben al zero o, fins i tot, a xifres negatives. Un escenari que ja s'ha viscut al mercat espanyol. “La conseqüència negativa de la massificació de renovables sense xarxes és que la gran majoria de parcs solars estan en default, no poden pagar el finançament”, alerta el director general de Prime Ribau Energia. “No trigarem a sentir parlar de reestructuracions financeres i compravendes. No seran actius tòxics com els pisos buits, perquè generen energia renovable, però el mercat no paga res per ella”, lamenta Garrigosa.
Garrigosa: “La conseqüència negativa de la massificació de renovables sense xarxes és que la gran majoria de parcs solars estan en 'default', no poden pagar el finançament”
A la variabilitat de la disponibilitat dels recursos naturals i al desequilibri entre oferta i demanda d’energia se’ls suma un tercer factor, ja assenyalat ara fa un any com una de les explicacions tècniques de l’apagada: la falta d’inèrcia síncrona de les renovables. Aquest principi físic fa referència a la resistència que ofereix un cos davant d’un canvi d’estat, i en el context energètic equival al marge de maniobra que té una central generadora d’amortir una pujada o baixada de tensió.
Les centrals tradicionals, com les nuclears, les tèrmiques de cicles combinats o les hidràuliques, converteixen l’energia gràcies a màquines síncrones, una mena de “motors elèctrics” enormes i de gran massa, cosa que els permet una capacitat de reacció més elevada. En canvi, les principals renovables treballen amb sistemes molt més lleugers: les eòliques fan servir uns generadors molt més petits, mentre que la fotovoltaica fa ús d’electrònica i, de base, té inèrcia nul·la. És per aquesta raó que les centrals tradicionals estan obligades a “ajudar a garantir la dinàmica del sistema ajustant la seva producció”, segons explica Villafáfila, però no les renovables, ja que “fins ara no s’havia considerat l’electrònica de potència” com una alternativa necessària i real.
Operació reforçada, homologacions i incentius a l’electrificació
Davant d’aquests tres grans reptes que afronta el sistema energètic espanyol per integrar satisfactòriament les renovables a la seva xarxa, evidenciats el passat 28 d’abril, el govern espanyol ha anat implementant diverses mesures durant el darrer any. En primera instància, una de les primeres iniciatives que Red Eléctrica va aplicar en la seva tasca de regulador de la xarxa d’alta tensió és l’activació de l’operació reforçada. “Obliga certes centrals [convencionals], que potser no havien de generar per demanda, a generar, i a altres que ho havien de fer, principalment renovables, a no fer-ho”, detalla Villafáfila. Amb aquest moviment, el que es busca és “incrementar la seguretat operativa del sistema” i dotar-lo de més capacitat de controlar la tensió, per així evitar nous casos com el de l’apagada. Una acció que, si bé ajuda a fer la xarxa més estable, devalua més encara el preu de l’energia renovable.
En una línia similar, amb la voluntat d’incrementar la inèrcia síncrona del sistema, s’han establert els tràmits necessaris perquè les centrals fotovoltaiques també puguin proporcionar inèrcia a través de l’electrònica de potència. En aquests casos, que requeriran una homologació prèvia, els panells es connecten a un ondulador fotovoltaic que “si s’implementa el control adequat, pot proporcionar inèrcia”, segons el professor de la UPC. Tanmateix, aquest sistema té dues limitacions bàsiques: la primera és la pròpia capacitat de l’ondulador, i la segona, la producció dels panells solars; en cap cas podrà sobrepassar cap dels dos límits. A més, tot i que “no és una inversió molt gran” per a les empreses, sí que suposa una sèrie d’obligacions legals: “Si s’acrediten, Red Eléctrica els demanen disponibilitat durant unes hores i no l’executen, tindran penalitzacions”.
Red Eléctrica ha incrementat la presència de centrals convencionals en el mix energètic i el govern espanyol ha començat a homologar la capacitat d'inèrcia síncrona de centrals fotovoltaiques
En l’àmbit del desequilibri entre oferta i demanda energètica, l’executiu també ha tirat endavant una sèrie de mesures per, en paraules de Garrigosa, “evitar el col·lapse”, tot i que pel director general de Prime Rubau Energia, són mesures més emmarcades en el “pla virtual” que en el “pla físic” (és a dir, la producció i el consum reals). En aquest sentit, Garrigosa assenyala la prorrogació fins a 2030 dels permisos aprovats per a la construcció de nous parcs eòlics i fotovoltaics, molts dels quals estan en risc de caducar per falta de finançament, una mesura incorporada en el Pla Integral de Resposta a la Crisi d’Orient Mitjà.
En aquest paquet també s’inclou una ampliació del rang d’instal·lacions a què les centrals renovables poden oferir autoconsum col·lectiu: abans era d’un radi de 500 metres, i ara s’ha ampliat fins als cinc quilòmetres. “Això els obre una possibilitat de fer contractes de compravenda d’energia amb la indústria i no haver de recórrer al mercat elèctric, i així garantir un ingrés mínim per pagar el deute”, comenta Garrigosa, tot i que incideix que són accions que no solucionen “l’excedent de renovables” que viu l’Estat.
Unes mesures que sí que s’emmarquen en el pla físic que citava Garrigosa són totes les accions per incentivar la demanda d’electrificació, com les bonificacions fiscals o els ajuts al vehicle elèctric. Tanmateix, a parer del director general de Prime Rubau Energia, són iniciatives pensades per al llarg termini, mentre que “a curt termini tenim un problema al qual no se li està donant una solució”.
Els deures: l’emmagatzematge i la flexibilitat
Amb tot, les dues fonts tenen clar que calen transformacions molt més profundes per orientar el sistema elèctric correctament. Villafáfila enumera dos grans camps de millora: l’emmagatzematge i la digitalització de les operacions. En el primer àmbit, l’expert assegura que “de mètodes ja n’hi ha, però cal implantar-los, que és el que costa”. En aquest sentit, cita tres opcions principals, una per a cada escala d’instal·lació.
Per als equipaments més grans, equivalents a una central convencional gran o a un parc eòlic, destaca les centrals de bombeig a dos nivells: uns embassaments que, quan hi ha un excés de generació, es bomba aigua des del nivell inferior al superior, i quan falta electricitat perquè no n’hi ha prou de renovable, es turbina la que està a dalt i arriba a l’inferior. “Però parlem d’embassaments, i construir-los té un gran impacte ambiental, a més a més de la complexitat de trobar els llocs geològics adequats, l’obra que comporta, el temps que triga a posar-se en servei…”, alerta el professor de la UPC.
Villafáfila cita les centrals de bombeig a dos nivells, les bateries i els sistemes d'administració ininterrompuda com a mètodes per millorar l'emmagatzematge d'energia renovable
Per a centrals més petites, Villafáfila menciona les bateries, que si bé “són una solució parcial”, permeten atorgar a les centrals renovables una capacitat d’emmagatzematge i millorar la “gestionabilitiat” de la producció. Tanmateix, Garrigosa alerta que, sense incentius públics, és una mesura que difícilment el sector privat adoptarà a una escala productiva: “Invertir en bateries vol dir que augmentes la inversió i redueixes la producció, ja que una bateria no genera energia, sinó al contrari. Va totalment en contra del teu compte de resultats”. El membre del Clúster d’Energia Eficient cita també els anomenats projectes standalone, que són instal·lacions basades exclusivament en bateries, dedicades a comprar energia en hores barates, emmagatzemar-la i vendre-la en hores cares. Però, novament, són un model de negoci amb obstacles intrínsecs: “El problema és que, com més n’entrin, més s’estabilitza el preu de la xarxa —que és el que es busca—, menys bretxa hi ha i no queda marge per amortitzar la inversió. Quin banc et finança un model que va cap al canibalisme?”.
I, finalment, la tercera alternativa, ja dirigida a usuaris (empreses i indústries), són els sistemes d’administració ininterrompuda (SAI), equipaments que garanteixen la continuïtat del corrent quan el subministrament principal falla. És un mètode que ja és operatiu en instal·lacions crítiques, com hospitals o entitats bancàries, però l’efecte dels quals és limitat, almenys pel que respecte a la regulació del mercat.
La segona línia d’actuació que proposa Villafáfila és una millora de la digitalització de les operacions i les xarxes del sistema elèctric. “En la xarxa de transport —la d’alta tensió— ja està molt ben acurat, perquè la coordinació de Red Eléctrica és en temps real, però no ho està tant en les instal·lacions de distribució de xarxa elèctrica, on estem connectats la major part dels consumidors”, assenyala l’expert.
En aquest sentit, Villafáfila apunta que l’escalabilitat de les noves fonts d’energia renovables exigeixen un control molt més minuciós, que sí que s’aplica en termes de facturació, però no en termes operatius. En aquest sentit, el professor de la UPC assegura que els actuals tecnologies de la informació i la comunicació (TIC) i l’increment de la capacitat de càlcul permetrien millorar l'observabilitat del sistema. Tanmateix, és una inversió que haurien d’assumir primerament els operadors i, posteriorment, carregar en forma de peatges a l’usuari. “Cal incrementar els costos fixos perquè les renovables, per a la seva gestió, necessiten més eines. Ara bé, l’energia després serà més barata”, remarca.
Villafáfila: “Cal incrementar els costos fixos perquè les renovables, per a la seva gestió, necessiten més eines. Ara bé, l’energia després serà més barata”
Per la seva banda, i més enfocat a donar resposta al desequilibri entre oferta i demanada energètica a curt termini, Garrigosa apunta dues possibles actuacions. La primera és aplicar una mesura similar als punts de disponibilitat que ja es fan servir amb els cicles combinats: un pagament permanent en la factura elèctrica “simplement per estar preparats”, que garanteixen que “el sector no para” i donen robustesa al sistema. La segona, una línia dedicada a treballar la flexibilitat de la demanda en el consum energètic: “Hi ha indústries que tenen prou inèrcia per decidir quan consumir l’energia. Es tracta de pensar un pagament per disponibilitat que incentivi les indústries a consumir en determinades hores del dia”. Això sí, aquesta mesura implicaria una actualització tecnològica “per poder amollar-se a les necessitats dels operadors del sistema” que, segons defensa Garrigosa, també s’hauria d’incentivar econòmicament.
Catalunya, l’excepcionalitat nuclear
Dins de tot aquest embolic en què es veu immers el sistema energètic espanyol, Catalunya destaca com a contrapunt per una distribució energètica completament diferent. Al Principat, la primera font d’energia, amb enorme diferència, és l’energia nuclear, que el 2025 va representar el 56,5% del mix energètic del territori incloent-hi l’autoconsum, d’acord amb l’informe anual de Red Eléctrica. La suma d’energia hidràulica (9,5%), eòlica (5,8%) i solar fotovoltaica (5,2%) computen un 20,5% del total d’energia produïda al Principat, molt lluny del 55,5% del conjunt de l’Estat. I si bé és cert que, en termes absoluts, el 2024 era la setena comunitat autònoma que més volum d’energia renovable produïa (44.638 GWh), la importància relativa de les renovables a Catalunya és molt més baixa que a la resta de l’Estat.
Per Garrigosa, aquesta situació d’endarreriment en la transició energètica respon a una combinació de tres factors: una orografia complicada, a la qual se li suma que “hi ha menys hores de sol que al sud d‘Espanya”; una oposició del territori, i un “anquilosament de l’administració” en qüestions burocràtiques, tot i que admet que “s’ha millorat molt i el Govern ha escoltat molt a la indústria”. El director general de Prime Burau Energia insisteix específicament en el segon punt: “El català és NIMBY (“Not In My Back Yard”) per definició: sí que vull, però no a casa meva. La naturalesa és capritxosa, i l’aigua està on està i el vent bufa on bufa. I l’oposició del territori és un tema preocupant”.
El 2025, la nuclear va representar el 55,5% de l'energia produïda a Catalunya, mentre que les renovables van produir-ne el 20,5%
En canvi, Villafáfila és molt més taxatiu a l’hora d’assenyalar el principal responsable de l’endarreriment català: “Ha estat un tema polític”. El professor de la UPC apunta que a Catalunya van tenir seu “algunes de les primeres empreses d’energia eòlica i fotovoltaica” de l’Estat, però que quan s’havia de començar a desplegar tot, sorgien els problemes. “Els desenvolupaments dels projectes sempre arribaven a un punt en què es bloquejaven directament des de l’administració. A vegades de Territori, a vegades d’Urbanisme, a vegades d’Agricultura… Hi ha hagut un bloqueig de quinze o vint anys”, lamenta. Amb tot, Villafáfila reconeix que “fa cinc o sis anys es va desbloquejar una miqueta”, i tant ell com Garrigosa lloen el Pla Territorial de Desenvolupament de Renovables (PLATER). “S’ha de tenir una visió global, i l’aturada de les renovables ha estat una visió molt egocèntrica d’algun sector, en algun moment. Són projectes que necessitaven unanimitat, i no tirar-los endavant ens ha fet mal”, reivindica l’expert de la UPC.
Però més enllà de la velocitat d’implantació de projectes eòlics i fotovoltaics, que també pateixen els mateixos obstacles que la resta de l’Estat, a Catalunya s’hi suma un argument d’urgència: el tancament previst de les centrals nuclears d'Ascó I (2030), Ascó II (2032) i Vandellòs II (2035). Múltiples veus de la indústria i del sector energètic fa anys que demanen aturar o prorrogar el calendari, però, ara per ara, l’executiu espanyol no ha cedit.
En aquesta qüestió tots dos experts es mostren taxatius. “Ens agradi o no, no podem aturar-les. És fins i tot un tema de seguretat de xarxa. No és un tema de voluntat, haurem d’importar energia d’altres llocs, amb tot el que això implica”, valora Garrigosa, qui defensa que el pla de desmantellament “no és realista” i que, si s’executa al peu de la lletra, “ens trobarem amb un dèficit molt important”.
Garrigosa: “Ens agradi o no, no podem aturar les nuclears. És fins i tot un tema de seguretat de xarxa”
En la mateixa línia es posiciona Villafáfila, qui assegura que “en cinc anys no podem substituir l’equivalent de 3 GW de potència que representen les tres centrals”. “Ara mateix, les nuclears es necessiten com a tecnologies de transició”, defensa el professor de la UPC, ja no només pel volum d’energia que generen, sinó també perquè “la màquina sincrònica et proporciona una estabilitat de freqüència i de control de la tensió” que avui no ofereixen les renovables. En aquest sentit, Villafáfila remarca que “no hi hauria d’haver problemes” de substituir-les per fonts renovables, “però requereix temps”.