España depende de Francia en su objetivo de ser ‘el país más verde de Europa’

Los principios de oferta y demanda son básicos para que un mercado funcione. Si se dispara la oferta y la demanda no acompaña, los precios se desploman. Al contrario, si la demanda crece más rápido que la oferta, los precios suben. Esta relación es la que explica los bandazos que vive el mercado eléctrico en España en los últimos dos años. Un desequilibrio que ha llegado para quedarse, según se dibuja en el nuevo plan energético que el Gobierno ha enviado a Bruselas. 

El Gobierno planea pasar de generar 273 teravatios hora (TWh) en 2019 a 358 TWh para 2030. Un incremento del 33% marcado por el desarrollo de la generación renovable. El porcentaje ‘verde’ en el sector eléctrico experimenta un incremento de 44 puntos porcentuales en este periodo, pasando del 37 % en 2019 al 81% en el año 2030. Las previsiones partes de multiplicar por diez la instalación de solar fotovoltaica y duplicar la eólica, generando tres veces menos con ciclo combinado de gas y la mitad de generación nuclear. 

Es decir, en 2030 habrá mucha más oferta de electricidad con tecnologías más baratas. Las dudas residen en si existe demanda para ese incremento. Los datos que se apuntan en este borrador del nuevo Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) lo ponen en duda. La evolución de la demanda eléctrica final asciende, pasa de los 235 TWh en 2019 hasta los 238 TWh en 2030, un leve incremento del 1,2%. 

La llegada de nuevos consumidores de electricidad como la recarga de vehículo eléctrico, la electrificación industrial o la producción de hidrógeno no va a disparar la demanda eléctrica como en un primer momento se esperaba. Una de las soluciones es el almacenamiento y la gestión de la demanda. Su plan apuesta por triplicar, de 6,4 a 18,5 gigavatios (GW), la capacidad de almacenamiento de electricidad para poder gestionar mejor la demanda. 

“No hay nada peor que hacer una cosa tan difícil, y tan seria, en campaña”, comentan fuentes del sector a Vozpópuli sobre estas cifras del PNIEC. “En España carecemos de el marco regulatorio para desarrollar el almacenamiento, la demanda nacional e internacional que lo justifique y la red eléctrica para hacerlo posible. Más que una hoja de ruta energética sensata, esto es un documento electoral para decir que te gustan las renovables y el hidrógeno por delante del gas y las nucleares”, añade.

¿España se entrega a Francia? 

Con mucha oferta, poca demanda y dudas sobre el almacenamiento, otra alternativa que se pone encima de la mesa es aumentar de forma exponencial la electricidad que se vende a vecinos como Francia. Las previsiones que maneja el Gobierno es pasar de tener un saldo neto importador de 7 TWh en 2019 a un saldo neto exportador de 51 TWh. “Este saldo está impulsado por la alta penetración de potencia renovable en el sistema”, puntualiza el PNIEC. 

Según explica el informe del operador del sistema eléctrico y de la red de transporte, Red Eléctrica, y como adelantaba El Periódico de la Energía, para que sea posible cumplir el plan del Gobierno es necesario una capacidad neta transfronteriza (NTC) con Francia de 8 GW. En estos momentos, esa capacidad es de 2,4 GW, mientras con Portugal es de 3 GW.

El grado de interconexión eléctrica de España con Francia es inferior al 3% de la capacidad de producción eléctrica instalada en España. Una cifra que está muy por debajo de los objetivos de la Unión Europea del 10% de la capacidad instalada de producción eléctrica para todos los Estados miembros y que en 2030 se aumentará hasta el 15%. 

Estas cifras son las que consideran a la Península Ibérica una ‘isla energética’ y, por otro lado, la que ha permitido que España y Portugal hayan implementado el conocido mecanismo ibérico o tope al gas. 

¿Es posible?

España trabaja con Francia para una interconexión entre Aquitania y el País Vasco, mediante un cable submarino por el Golfo de Vizcaya, que permitirá que la capacidad de interconexión entre España y Francia llegue a 5 GW. Y un segundo proyecto de interconexión entre Aragón y Pirineos Atlánticos junto con una interconexión entre Navarra y Landas, para llegar esta capacidad de interconexión hasta esos 8 GW esperados. 

El problema son los tiempos y las dudas sobre esos proyectos. La planificación de la red de transporte en vigor de Red Eléctrica, con el horizonte 2021-2026, contempla la interconexión Golfo de Vizcaya con Francia dentro del horizonte 2026, siendo su puesta en servicio estimada a finales del 2028. Asimismo, la planificación contempla en un horizonte posterior al 2026 las interconexiones de Aragón y Navarra. 

Por lo tanto, exportar electricidad en esas cantidades no es una solución fiable para encontrar consumidores a tanta generación nueva. Un escenario que aumenta los rumores de ‘burbuja renovable’ y de que ‘sobra electricidad’. Una sobreoferta que desplomará los precios y que ahuyentará a los generadores si no se pone remedio.