El grado de interconexión del sistema eléctrico ibérico con el resto de Europa se encuentra por debajo de los objetivos establecidos por la normativa comunitaria. Esto no es ninguna novedad, pero sí que en 2023 España será el único miembro de la Unión Europea (UE) que no cumplirá con la meta (que se tendría que haber alcanzado ya en 2020).
"En 2023 nuestro país será el único de la Unión Europea (UE) por debajo del objetivo del 10%, por lo que será necesario seguir desarrollando nuevas interconexiones", señala el borrador de la actualización del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC). En concreto, , la interconexión que permite intercambiar energía a España con el resto de los países miembros de la UE, excepto Portugal, se realiza a través de Francia y alcanza el 2,8%. Aun contando con la interconexión con el país vecino, se queda en un escaso 5%.
El Ejecutivo comunitario recomendó a todos los países alcanzar ya en 2020 este mínimo del 10% y, actualmente, la meta establecida para 2030 se eleva al 15%. Todo ello con el objetivo de acabar con los sistemas aislados y promover una red unificada que permita un suministro eléctrico más seguro, limpio y económicamente eficiente. En este sentido, a España le quedan muchos deberes por hacer. El sistema eléctrico español está interconectado con el portugués (configurando el sistema eléctrico ibérico), con el del norte de África, a través de Marruecos, y con el sistema centroeuropeo, a través de la frontera con Francia. A su vez, este último está conectado con el de los países nórdicos, con el de los países del este de Europa y con las islas británicas, lo que conforma el mayor sistema eléctrico del mundo.
Interconexión submarina
El 'nuevo' PNIEC, abierto a consulta pública hasta septiembre y que puede sufrir cambios, cuenta con que la interconexión con Francia por el Golfo de Vizcaya esté terminada para finales de década. Aunque en el sector son escépticos tras el retraso que ya acumula, Red Eléctrica también prevé su puesta en servicio en el horizonte 2026-2027. Este enlace será la primera interconexión eléctrica submarina con el país vecino y permitirá aumentar la capacidad de interconexión desde los 2.800 MW actuales hasta los 5.000 MW. Por su carácter estratégico, esta interconexión fue declarada Proyecto de Interés Común (PIC) por la Comisión Europea el 14 de octubre de 2013, en el marco del reglamento europeo sobre las infraestructuras energéticas.
Con una longitud de 400 kilómetros entre la subestación de Gatika (cerca de Bilbao) y la de Cubnezais (cerca de Burdeos), contará con una estación conversora en cada extremo del enlace que permitirá transformar la corriente alterna en continua y a ésta nuevamente en alterna para conectarse a la red de transporte de electricidad de cada país. El proyecto se ha visto perjudicado porque en 2019 se produjo un movimiento de una falla submarina por donde iba a pasar el cable y se tuvo que replantear todo el trazado para que pasara una parte por tierra, lo que implica que haya una red de alta tensión en un municipio y se necesite tramitación adicional.
A principios de marzo, la Comisión Nacional de la Competencia (CNMC) y la autoridad reguladora francesa -la Commission de Régulation de l'Énergie (CRE)- adoptaron una decisión para revisar el reparto de la financiación del proyecto de interconexión tras encarecerse 1.000 millones más de lo previsto, hasta los 2.800 millones de euros. El coste del proyecto se dividirá inicialmente al 50% entre REE y el gestor francés de redes eléctricas RTE. Sin embargo, los sobrecostes previstos por encima de 2.390 millones de euros y hasta 2.700 millones de euros serán soportados en un 62,5% por la compañía española y en un 37,5%, por la francesa.
Por otro lado, con las interconexiones Navarra-Landes y Aragón-Pirineos Atlánticos la capacidad podría aumentar hasta los 8.000 MW. No obstante, y aunque se incluyen en las proyecciones del PNIEC, estas dos todavía no están aprobadas."En el contexto energético del pasado 2022, la capacidad de interconexión contribuyó a la garantía de suministro de Francia, en un contexto de elevada indisponibilidad de su parque de generación nuclear, con más de la mitad de la potencia instalada indisponible durante varios meses. No obstante, es necesario continuar reforzando la capacidad de interconexión en línea con los objetivos acordados a nivel europeo, tanto para facilitar una mayor integración renovable, como para contribuir a un refuerzo de la garantía de suministro.
Inyección renovable
Con el fin de desplegar nuevas renovables y reducir costes energéticos. el 'Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica en el horizonte 2026' contempla 6.964 millones de inversión. La mayor partida inversora, el 27% del total, con casi 1.900 millones, se destinará a la integración de renovables y a mitigar las restricciones técnicas que impedirían el aprovechamiento de renovables. Le siguen los enlaces submarinos para sistemas no peninsulares, con casi 1.500 millones, las interconexiones internacionales, y las actuaciones para garantizar la seguridad, calidad y fiabilidad del suministro.
Según Transición Ecológica, su ejecución permitirá que la generación renovable crezca hasta cubrir el 67% de la demanda nacional para 2026, desplazando a la generación con gas. El operador del sistema eléctrica calcula que este año se alcanzará ya el 50%. En esta línea, la actualización PNIEC eleva al 81% el objetivo de generación eléctrica mediante fuentes renovables para 2030, frente al 74% que establecía el documento anterior, debido a la mayor integración de energías limpias en el sistema eléctrico, el almacenamiento, el crecimiento del autoconsumo y la aportación del hidrógeno 'verde' que permitirá descarbonizar otros usos fósiles existentes.
El plan prevé para el año 2030 una potencia total instalada en el sector eléctrico de 214 GW, de los que 160 GW serán de generación renovable y 22 GW de almacenamiento, tanto diario como semanal y estacional. El reparto entre las distintas tecnologías es orientativo y dependerá de la evolución tecnológica, los costes, la disponibilidad y su capacidad de integración. Como estimación inicial, se prevé que 62 GW sean energía eólica, incluyendo 3 GW de eólica 'offshore'; 76 GW solar fotovoltaica, incluyendo 19 GW de autoconsumo; 14,5 GW de hidráulica y 4,8 GW solar termoeléctrica. En cuanto a tecnologías no renovables, se estiman 26,6 GW de ciclos combinados de gas y 3 GW de nuclear, todas ellas centrales ya existentes en la actualidad.
La cartera que dirige Teresa Ribera estima que las inversiones totales para lograr los objetivos del PNIEC alcanzarán los 294.000 millones de euros, de los que un 85% provendrá del sector privado y el 15% será público, especialmente impulsado por los fondos europeos (11%). Estas inversiones se reparten entre renovables (40%), ahorro y eficiencia energética (29%), redes (18%) y electrificación (12 %) y otras (1%).
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