España no da con el interruptor de la interconexión eléctrica

No es para menos. Europa quiere un Mercado Interior de la Electricidad (MIE). Para ello ha marcado dos objetivos muy claros: que en 2020 los Estados miembros puedan intercambiar el 10% de su capacidad de generación instalada y en 2030 el 15%. Algo que se nos escapa, como reconoce el propio PNIEC: nuestra ratio de interconexión es inferior al 3%. Somos el único país de la UE por debajo del objetivo del 10%.

Eso tiene consecuencias. Desde luego, disponer de más interconexiones a través de Francia no hubiera evitado la crisis energética global que vivimos ni tampoco los actuales precios disparados de la electricidad. No obstante, estar interconectados al sistema eléctrico europeo, el más potente del mundo, sí tiene muchas ventajas, coinciden los expertos. Pertenecer a un sistema único en todo el continente resulta más eficiente, contribuye a una mayor estabilidad en los precios y garantiza el suministro ante cualquier incidencia o apagón que se pueda producir (desde un rayo, el parón de una central nuclear, hasta la caída de una línea de alta tensión). En nuestro caso, además, que pretendemos ser una potencia en renovables (el PNIEC recoge que en 2030 el 74% de la generación eléctrica será renovable), ayudará a dar mayor integración a esas energías limpias. Esto quiere decir que cuando nuestro sol y viento generen más electricidad de la que podamos consumir y no tenga cabida en nuestro propio sistema, esa energía excedente puede enviarse a otros sistemas vecinos, en lugar de desaprovecharse.

«La importancia que tiene para nosotros las interconexiones con Francia es la compensación de la variabilidad de las renovables. Tenemos mucho más sol y viento que muchos países europeos. Y en 2030, con un sistema con una presencia masiva de eólica y fotovoltaica, será una producción tan grande que habrá muchas horas del día y del año que nos sobre energía. Entonces podremos almacenarla en baterías y/o exportarla. Por otro lado, en días de frío, por ejemplo, sin viento, y cuando todavía no ha amanecido (sin sol), tendremos más demanda, que necesitaremos cubrir a través de las interconexiones porque en ese momento puede estar funcionando muy bien la eólica del Mar del Norte o la nuclear o la renovable de otros países europeos», explica Luis Atienza, presidente de Argo Capital.

En un futuro mundo de las renovables las interconexiones con Europa son vitales. Los tiempos cambian y antes no era tan rentable estar interconectado cuando a finales del siglo XX disponíamos de un sistema eléctrico basado en combustibles fósiles, más controlable, como apunta Massimo Maoret, profesor de Dirección Estratégica del IESE. «Con el viejo sistema de suministro de energía eléctrica las interconexiones no servían mucho. Cada país tenía su mercado y su generación que estaba bastante planeada (a partir de carbón, gas…) y controlada. Cuando había más demanda se genera más y cuando había menos se genera menos. Ahora las renovables llega lo que llega, tienen más incertidumbre. Por eso tiene sentido interconectar, para distribuir riesgos: si Francia sufre un temporal de nieve pero en España hay mucho sol, a los franceses les interesa sacar provecho de la energía generada en nuestro país y a los españoles también. En el mundo de las renovables, que hay menos control sobre la generación, interesa mucho la interconexión».

Sin embargo, países de centroeuropa y los nórdicos están más avanzados en sus interconexiones. «Son mercados que por su tamaño y escala necesitan interconectarse. También es más fácil por su geografría», explica Maoret.

Las interconexiones facilitan el intercambio de electricidad entre países: se importa y se exporta, se compra y se vende. «Compras lo que te falte, o cuando esté más barata la de los demás, y vendes lo que te sobra», detalla Atienza. «Estas infraestructuras permiten que puedas utilizar la energía más económica en cada momento», afirma Tomás Domínguez, director de Operación de Red Eléctrica de España (REE).

En los últimos cinco años, desde 2016, España es una nación importadora de electricidad sobre todo a través de Francia. En el mes de agosto, por ejemplo, el saldo neto ha resultado importador en el 60,4% de las horas y exportador en el 39,6%, según datos de la REE. «Hay meses en los que el saldo neto no es importador. Por ejemplo, después de Filomena, febrero fue un mes más templado y tuvimos mucho viento (eólica) y llovió mucho (hidráulica). Ese mes fuimos exportadores. Un patrón bastante típico es que exportemos durante el día e importemos durante la noche», cuenta Tomás Domínguez. Francia, por su parte, con una importante red de centrales nucleares que funcionan las 24 horas día, exporta por la noche.

Y hacerlo así parece que ayuda a equilibrar los precios entre países. De hecho, Domínguez explica que en los últimos años la diferencia habitual de precio, entre ambos lados de la interconexión, se sitúa en los 10 €/MWh. «Entre España y Francia ha sido una diferencia de 10 euros desde 2015. En los últimos meses más. A mayor interconexión menor es el precio de la energía a ambos lados de la infraestructura».

Con estas colosales obras de ingeniería la electricidad nunca falta. Javier García Breva, asesor en Nuevos Modelos de Negocio Energético, lo ilustra con dos casos reales. «En 2003, cayó una red de alta tensión en la A-3. En ese momento llevaba por segundo 900 megavatios de energía. Se podía haber producido un apagón nacional. Automáticamente entraron mil megavatios por la interconexión por Francia». Y viceversa: «También en el verano de 2003 —continúa—, Francia sufrió temperaturas muy elevadas, que calentaron el agua de los ríos. Según la legislación gala, ese agua no se podía utilizar a esa temperatura para refrigerar las centrales nucleares del sur de Francia, que se apagaron. Entonces España exportó su electricidad a Francia».

Para disfrutar de todas esas ventajas solo podemos acceder al sistema eléctrico europeo a través de la frontera con Francia y aumentar nuestra capacidad de interconexión, hoy día muy deficitaria. «Las interconexiones de ahora son carreteras ya saturadas, no cabe más. Están el 70% del tiempo a su máxima capacidad», afirma Tomás Domínguez.

En esa frontera hay cinco líneas de entre 400 y 220 kV y otras tres de 132 kV. La más reciente, que enlaza Santa Llogaia (Gerona) con la localidad francesa de Baixas a través de los Pirineos orientales, se puso en servicio en 2015, es decir 33 años después de que se construyera en España la última de estas infraestructuras (Hernani-Argia). «Hemos tenido casi 40 años de parón en las interconexiones sin tener en cuenta cuánto había crecido la demanda eléctrica a un lado y otro de los Pirineos», reflexiona Atienza.

Con la línea de Gerona, se duplicó la capacidad de intercambio eléctrico que pasó de 1.400 a 2.800 megavatios. Eso supone el 2,5% de nuestra capacidad de generación (que en 2019, fue de 110.000 megavatios). Ahora está en construcción una nueva interconexión por el Golfo de Vizcaya (desde el País Vasco a Aquitania), un cable submarino que permitirá llegar a 5.000 MW, el 5% de la capacidad instalada. En estudio están otros dos proyectos: entre Aragón y los Pirineos Atlánticos y entre Navarra y Landes.

De concluir y llevarse a cabo todos esos planes, podríamos intercambiar 8.000 MW, según el PNIEC, es decir el 7,2% de nuestra capacidad de generación. Todavía lejos del 10% que quería la UE para 2020. Y del 15% en 2030.

Con Portugal tenemos once líneas con una capacidad de intercambio que alcanza 3.000 MW. Y en el PNIEC está prevista la instalación de una línea más desde Galicia. «Los dos países, España y Portugal, somos el mismo mercado» (la Península Ibérica), considera Mario Berná, socio de Ingebau. No obstante, la tónica general es que les exportamos energía. Hay además dos interconexiones submarinas con Marruecos. «Su utilización es muy modesta», dice Tomás Domínguez. «La capacidad de recibir energía eléctrica desde el Norte de África es muy limitada», considera también Luis Atienza.

Los esfuerzos, por tanto, para estar en ese mercado único de la electricidad se dirigen a aumentar nuestras interconexiones por la frontera francesa. Una tarea nada fácil. «Las interconexiones son muy costosas, requieren fuertes inversiones que se irán rentabilizando a largo plazo. Además hay que tener en cuenta el impacto medioambiental y la ejecución de obra es de bastantes años», destaca Mario Berná. Un botón de muestra: la que atravesará el Golfo de Vizcaya se espera que entre en funcionamiento en 2027. Y pueden surgir retrasos, como ha ocurrido al detectarse inestabilidad en el fondo marino por el que debía discurrir. Son 280 km de cable submarino y 90 km terrestre; 110 km en España y 260 en Francia.

Desde luego, se trata de grandes obras de ingeniería. Pero, como señala Luis Atienza. «Más importante que el punto de vista económico es la prioridad. Y para España siempre ha sido más importante que para Francia. En las interconexiones siempre se busca apoyo financiero: de los Gobiernos, de la Unión Europea... Se llegan a pactos entre los países para un reparto de los costes, para acordar la longitud del tramo en un lado y otro de una frontera... Son costes que tenemos que aceptar si queremos un sistema energético limpio. La descarbonización nos coge en mejor situación competitiva que en combustibles fósiles, no teníamos hidrocarburos pero sí tenemos mucho sol y viento», asegura Atienza.

De hecho, la línea submarina del Golfo de Vizcaya tiene un coste estimado de 1.750 millones de euros, según el PNIEC. De ellos 578 millones serán a cargo de Bruselas, 350 de Francia y 228 de España.

Las interconexiones conllevan a veces reforzar la propia red nacional, por ambas partes. «El mallado del sur francés es deficiente. No sirve de nada realizar grandes infraestructuras muy avanzadas si luego el mallado no es adecuado a esa interconexión», advierte Martio Berná. También la red española necesita fortalecerse, considera el profesor Maoret: «Con las renovables tenemos múltiples puntos de producción —dice—, son fuentes que no son constantes y, por tanto, es necesario crear una red que aguante estas situaciones. Se necesita una red más estable, avanzada tecnológicamente y con equipamientos más complejos. Si hay fuentes diferentes, en puntos diferentes, que producen de forma diferente, el riesgo es que la tensión y frecuencia suban y bajen de manera inusual. Se necesita una tensión y voltaje constante. Hay que fortalecer la red nacional para que aguante el nuevo tipo de producción».

Aumentar las interconexiones será, sin duda, un esfuerzo titánico para no perder la oportunidad de un sistema eléctrico europeo donde nuestras renovables jugarán un papel protagonista.

Existen también interconexiones de gas, ahora de plena actualidad por el conflicto entre Argelia y Marruecos. El primero ha anunciado que cerrará el gasoducto del Magreb el próximo 31 de octubre, por el que llega a España casi el 25% de todo el gas que importamos. Aunque se prevé que esto causará daños a nuestro país , no hay previsto la construcción de ninguna interconexión gasística ni con el Norte de África, ni con Francia ni con Portugal. Tampoco existía ningún proyecto antes del conflicto. El PNIEC no lo recoge. Además, el año pasado la UE eliminó del listado de proyectos de interés común (PIC) nuevas interconexiones de gas de España con Francia (el conocido gasoducto Midcat que pretendía duplicar la capacidad de interconexión gasista con el país galo) y con Portugal. La propia Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia (CNMC) consideró que el Mitcat no era rentable comercialmente. Parece que hasta ahora las interconexiones de gas no son estratégicas ni para Europa ni para España. «Van a ser infraestructuras deficitarias porque la demanda de gas de hoy es la de hace diez años», afirma Javier García Breva. Tampoco favorece el hecho de que se quiera acabar con el gas en Europa en 2050.

Ante este panorama, Enagás y los principales operadores europeos están estudiando el plan «Red Troncal de Hidrógeno en Europa» para que en un futuro «un parte de la red europea transporte hidrógeno verde y reducir así nuestra dependencia de terceros», cuentan desde Enagás.

Hoy día los intercambios internacionales de gas se realizan a través de buques que transportan gas natural licuado (tenemos 6 plantas regasificadoras y 4 almacenes subterráneos) y a través de seis gasoductos: dos con Francia, dos con Portugal y dos con Argelia, nuestro principal suministrador (casi el 49% del gas de aprovisionamiento). En este último caso son los gasoductos del Magreb-Europa, que atraviesa Marruecos y entra en España a través de Tarifa (Cádiz), y el de Medgaz, que entra a través de Almería.