Reptes després d’una apagada històrica

L’informe tècnic complet de l’apagada general del sistema de transport del 28 d’abril del 2025 tardarà temps a completar-se. Un sistema de transport que en pocs mil·lisegons elimina centenars de defectes com són els sots de tensió haurà de respondre per què no ha estat capaç d’eliminar i aïllar el cúmul de pertorbacions que es van produir.

L’apagada ens ha recordat que el primer component del sistema elèctric és la seva seguretat, per bé que en els darrers anys s’ha donat prioritat a resoldre la seva viabilitat econòmica. Des del 1998, en què es va establir el mercat elèctric, la gestió econòmica va ser erràtica i es va generar un dèficit que a l’any 2013 va arribar als 30.000 M€. La modificació de la llei del sistema elèctric el mateix any 2013 ha permès anar reduint aquest dèficit, que se saldarà el 2028. El tercer pilar del sistema és complir els objectius de l’Acord de Paris (2015) relatius al canvi climàtic, amb l’impuls i el desplegament de les tecnologies de producció d’energia elèctrica lliures d’emissions. El Pla nacional integrat d’energia i clima (PNIEC) 2021-2030 representa aquest compromís de l’Estat espanyol.

Vegem la continuïtat del servei del subministrament elèctric. Les interrupcions de subministrament estan regulades, i la veritat és que no tenim bons registres. Catalunya té des de fa anys cap a una hora d’interrupció anual, mentre que al centre d’Europa estan al voltant dels trenta minuts. Si bé en les interrupcions ordinàries hi ha un camp de millora important en la qualitat ordinària del servei, les interrupcions extraordinàries només són previsibles en períodes de 10-12 anys (el 2001 nevada i avaria a la SE Rubí, a Barcelona el 2007 incendi a la SE Maragall, etc.). El que no s’havia produït mai és una caiguda generalitzada de tot el sistema peninsular.

És per tant el moment i l’oportunitat per analitzar a fons totes les variables que poden donar resiliència i garantia de subministrament a un nou model en què la generació elèctrica ha de ser completament descarbonitzada i distribuïda. Aquest nou model, que transita amb normes antigues, s’ha de transformar i s’han plantejat molts dubtes sobre els criteris de funcionament, als quals caldrà donar resposta. Manquen molts elements a completar del nou sistema descarbonitzat planificat al PNIEC 2021-2030, que segurament no estaran disponibles.

Intento breument resumir els principals reptes que després d’aquesta apagada històrica hi ha plantejats, en 10 apartats.

1. Un finançament clar

EL PNIEC preveu mobilitzar 308.000 M€ d’inversió, amb el 82 % privat. Aquest és el criteri general del pla. Conseqüentment el sector elèctric necessita el concurs i l’entorn legal que garanteixi i faci viables les inversions necessàries identificades pel sistema. El capital no es comprometrà a digitalitzar les xarxes o a impulsar el bombeig si el sistema retributiu no acompanya. El nou període retributiu que ha d’aprovar la Comissió Nacional dels Mercats i la Competència començarà el 2026. 

2. Continuar desplegant la generació renovable i l’electrificació

No s’ha d’aturar el creixement de la generació renovable, però s’han de relligar els ritmes amb el creixement de l’electrificació dels sectors emissors, en els aspectes que tecnològicament siguin raonables. L’accent cal orientar-lo ara més en la demanda. 

3. Incrementar l’emmagatzematge d’energia elèctrica

Cal donar viabilitat financera als projectes de bombeig. L’entorn dels Pirineus té un gran potencial, proper als 20 GW. Catalunya ara només compta amb 0,44 GW. A escala peninsular l’apagada no ha tingut cap suport de bateries i únicament 1,9 GW de bombeig. L’emmagatzematge en bateries té encara un recorregut de millora tecnològica.

4. Cal posar data de caducitat a l’aïllament peninsular amb més interconnexions

L’intercanvi entre Espanya i França és normalment de l’ordre de 2,8 GW, mentre que amb Portugal (integrat en el sistema peninsular) és de 4,9 GW. Amb França està aprovat el projecte d’interconnexió submarina al golf de Biscaia entre Gatika i l’entorn de Bordeus, que ampliarà la interconnexió fins als 5 GW. Calen enllaços per integrar el sistema peninsular al mercat únic europeu de l’electricitat. La tecnologia de corrent continu d’alta tensió (HVDC) ho fa viable. A tall d’exemple, el cable submarí de HVDC de transmissió d’energia més llarg és el NorNed Link, entre Noruega i els Països Baixos, amb una capacitat de 700 MW i una longitud total de 580 km. La distància entre la Costa Brava i la Costa Blava és menor.

5. Revisar el model de gestió centralitzat de tot el sistema peninsular

Cal reforçar la separació i la independència d’activitats dels operadors del sistema i del transport, i fer una planificació realista. L’actual model de gestió amb un únic centre de control, que va substituir els centres històrics vinculats a l’àmbit territorial de les cinc grans distribuïdores elèctriques, no sembla la solució més capaç de confinar els problemes. Més encara quan el nombre d’agents serà cada vegada més gran. És urgent activar el paper dels operadors de distribució, atorgant-los més competències com a elements clau que són de coneixement de la xarxa.

6. Una gran oportunitat: l’electrònica de potència, amb la intel·ligència artificial (IA) 

Les tecnologies d’electrònica de potència són ja una realitat que aporta solucions a la complexitat dels problemes de distribució i transport. La regulació de la tensió, l’energia reactiva i les oscil·lacions de freqüència s’han de resoldre incorporant la IA a la xarxa. Amb una nova generació tecnològica, ja disponible, d’equips avançats de gestió de microxarxes, de centres de transformació intel·ligents o de recàrrega de vehicles elèctrics.

7. Una oportunitat: generació fotovoltaica peninsular per a Europa

Europa, amb el finançament d’Horizon Europe, impulsa el projecte READY4DC, i InterOPERA està creant una comunitat d’experts tècnics i legals sobre el disseny i la construcció d’una xarxa de HVDC que integri multiproveïdors i sigui interoperable. S’està dissenyant el primer projecte de HVDC multiterminal i multiproveïdor a Europa. El potencial fotovoltaic peninsular és una oportunitat per unir la seva aportació energètica amb l’eòlica del Mar del Nord. Cal vertebrar un esquelet energètic que uneixi de sud a nord els tres grans focus energètics propis d’Europa (eòlica marina, al Mar del Nord; nuclear, a França, i fotovoltaica, a la península Ibèrica). Cal integrar-se a aquestes iniciatives.

8. El consumidor actiu i les xarxes i comunitats energètiques resilients

El model del mercat interior de l’electricitat atorga al consumidor un paper actiu, implicat en un consum responsable i participant en la generació elèctrica. Les noves normes han d’obrir al consumidor de < 1 MW l’accés al mercat. Això permetrà l’aparició d’empreses comercials, d’agregadors, de comunitats energètiques, que gestionin producció, consum i emmagatzematge, i la recàrrega de vehicles elèctrics dels consumidors.

9. Prudència en les decisions. Allargar un nou període l’apagada nuclear

Massa canvis en un sistema. La reprogramació dels calendaris de tancament de les nuclears no pot ser possible si no s’han completat els sistemes que garanteixen continuïtat i seguretat de subministrament, bàsicament en els que actuen sobre l’equilibri entre la generació (bombeig i bateries) i els que actuen en la flexibilització de la demanda (agregació, comunitats energètiques, interrompibilitat, recàrrega o bombeig).

10. Revisar les exigències de continuïtat dels serveis de telefonia, mobilitat i els serveis

La tecnologia dels sistemes d’alimentació ininterrompuda (SAI) s’han d’incorporar amb reglamentacions que n’incrementin l’ús. El servei de telefonia i internet és clau. També la protecció civil té una reflexió important a fer en altres àmbits de la mobilitat o en el funcionament dels aparells elevadors. Les empreses han de valorar els costos d’implementar SAIs en els punts crítics de la seva activitat.

La imatge de capçalera ha estat generada amb IA.

About Post Author

Josep Maria Montagut