22 Set.

El mercat elèctric ibèric funciona amb un model que anomenem marginalista. La idea de fons es basa en el fet que cada dia es recullen les ofertes de tots els generadors i les necessitats de tots els consumidors, per llavors trobar la combinació que aporta el màxim benefici al conjunt. Aquest procés d'encaix rep el nom de cassació de mercat, i  d'ell en surt un preu únic. Ara bé, aquesta primera imatge es conforma sense entrar a mirar si la xarxa ho podrà suportar. Per això hi ha una segona baula. L'operador del sistema, que a Espanya és Red Eléctrica, agafa el resultat de la cassació per comprovar i ajustar la viabilitat tècnica.

La xarxa entra en escena

Aquí apareix el punt clau perquè la cassació assumeix una xarxa ideal, mentre que la potència real ha de circular per línies i transformadors de capacitat limitada. Aquesta distància entre el model i la realitat condiciona el resultat i sovint obliga a fer ajustaments. De vegades s'engeguen generadors que la cassació havia deixat desconnectats, i d'altres vegades es demana a certes plantes que redueixin la injecció, amb la pèrdua d'ingressos que això els suposa. Aquest conjunt de correccions per respectar la física de la xarxa rep el nom de restriccions tècniques, un sobrecost que al capdavall se suma al preu sortit de la cassació d'OMIE.

Durant molts anys aquest sobrecost va passar gairebé desapercebut, sobretot per les renovables, en un sistema poc congestionat on el marge sobrava. Tanmateix la fotografia ha canviat recentment. L'entrada massiva de renovables, un consum relativament constant i una xarxa que s'amplia lentament han disparat aquests costos.

El problema en xifres

Val la pena posar-hi números. El juny de 2026 es va registrar una energia renovable no integrable de l'ordre del 10%, gairebé el triple que el juny del 2025, segons dades d'ESIOS (REE). El retrat es torna encara més cru quan mirem nodes concrets, com el de Guillena, on el 66% de la producció fotovoltaica no va poder injectar-se a la xarxa aquest passat juny. Dit d'una altra manera, prop de dos terços del que s'hauria pogut generar es van quedar pel camí.

Les conseqüències són tangibles, ja que els productors deixen d'ingressar allò que preveien plans de negoci calculats sense tenir en compte aquestes restriccions. Hi ha una lectura de fons encara més rellevant. Si volem passar del rang actual 55-60% de renovables cap a percentatges superiors, cal assumir que la xarxa d'avui imposa límits reals a l'aportació de segons quines plantes.

L'alternativa del mercat nodal

Als mercats organitzats d’Estats Units s’opera amb un mercat nodal, és a dir, un sistema on cada node expressa necessitats diferents, i on generació, consum i xarxa han d'anar de la mà per respondre a senyals clares d’inversió, precisament perquè la xarxa té una capacitat limitada.

La idea no està lliure de complexitat, però és elegant i funcional. En comptes d'assumir una xarxa perfecta i corregir després els problemes físics, el mercat nodal assigna un preu propi a cada punt de la xarxa, de manera que els dos vessants, l'econòmic i el físic, es resolen alhora en un únic pas. D'aquí en surten els anomenats preus marginals locals, un per a cada punt rellevant de la xarxa. Per a l'inversor això capgira les regles del joc, en el sentit que la localització deixa de ser un mer detall per esdevenir una decisió central de la qual dependran directament els ingressos del projecte.

A Espanya, en canvi, aquests incentius de localització gairebé no han existit fins al moment. Diríem que la senyal ha arribat tard i per la via dolorosa. La concentració de fotovoltaica a Extremadura i Andalusia, o d'eòlica a l'Aragó, ha fet aflorar les restriccions just on el recurs renovable és més atractiu, de manera que són aquestes zones les que acaben destapant les mancances del sistema.

Personalment crec que un mercat nodal a Espanya i a la resta d'Europa obligaria tots els actors a atribuir a les limitacions de xarxa la importància que mereixen. Parlar d'un preu estatal únic té cada cop menys sentit, i en té molt més un preu node a node, granular, que indiqui amb claredat on i com convé desenvolupar la xarxa. Un node amb molta renovable sense integrar, per exemple, estaria demanant que allà s’hi connectés demanda.

Remeis

Arribats aquí seria lògic preguntar-nos si és massa tard. Quines cartes tenim a la nostra disposició? A eRoots ho veiem cada dia més clar, i és que les restriccions tècniques han esdevingut un pilar central de qualsevol anàlisi d'inversió. El dubte de fons és si el problema té solució o si arrossegarem per sempre les conseqüències d'haver-lo ignorat.

Hi ha marge per a un cert optimisme. Les bateries ajudaran a alleugerir la pressió, desplaçant part de la injecció a hores més favorables i aplanant la corba, encara que segurament no resoldran el problema completament. A nivell de consum s'acosta una onada de centres de dades, de vegades de centenars de MW, atrets per un preu ibèric relativament baix respecte a altres països europeus. Percebo aquesta nova demanda com una bona notícia, especialment si considerem que durant l'última dècada hem instal·lat molta més generació que demanda, així que és bon moment per començar a equilibrar la balança a punts clau.

Amb tot, crec que el veritable factor limitant serà el coure i l'alumini, perquè cap solució substitueix les inversions de xarxa que impulsa Red Eléctrica. Són les que fixen la base del sistema i permeten moure l'electricitat des d'on es genera fins a on es consumeix. Aquí un problema central és la velocitat, ja que construir línies i subestacions resulta un procés lent sovint a causa de la tramitació de permisos. Un projecte que afecti la topologia de la xarxa es pot allargar fàcilment un o dos lustres.

En resum, ens esperen uns anys moguts, en què s’empraran remeis auxiliars per mantenir el problema a ratlla mentre la xarxa es continua desplegant. Opinem que en aquest recorregut veure amb claredat què passa a cada node serà decisiu per millorar la presa de decisions.