Empresas y finanzas

La nueva interconexión eléctrica con Francia encalla en el Golfo de Vizcaya

  • El inestable fondo marino retrasa la obra, de 1.750 millones, al menos dos años
  • Los consumidores tardaremos en obtener un ahorro de 400 millones al año
Imagen de la interconexión entre España y Francia por Cataluña. Foto: Archivo.

La interconexión eléctrica entre España y Francia a través del Golfo de Vizcaya, valorada en 1.750 millones de euros, acumula ya un retraso de dos años, al detectarse inestabilidad en el fondo marino por el que debía discurrir. Inelfe, la empresa promotora del proyecto, asegura que el problema no supondrá un encarecimiento, pero todavía no cuenta con un trazado definitivo y no cree que pueda poner la infraestructura en operación hasta el año 2027, momento en que proporcionará un ahorro de 400 millones anuales a los consumidores españoles.

Corría noviembre de 2018 cuando Inelfe, la sociedad mixta de Red Eléctrica de España (REE) y la francesa Red de Transporte de Electricidad (RTE), presentaba en Bilbao las claves de la futura interconexión submarina entre Francia y España, llamada a paliar la condición de isla energética de la Península Ibérica, que sólo cuenta con un escaso 3% de capacidad -2.800 MW en los Pirineos-, cuando el objetivo de la UE era de un mínimo del 10% el pasado 2020 y del 15% en 2030.

La nueva interconexión, con 400 kilómetros de longitud y 2.000 MW de capacidad, aumentará los intercambios de electricidad con la UE, reducirá los costes de generación, mejorará la seguridad de suministro, permitirá una mayor penetración de energías renovables y rebajará la factura de la luz de los consumidores españoles en unos 394 millones de euros anuales, según los cálculos divulgados por REE durante la citada presentación.

Por todo eso y porque facilitará alcanzar los objetivos de energía y clima, así como integrar el mercado eléctrico europeo, la interconexión es prioritaria para Madrid, París y Bruselas, que corre con el 33% de los costes -ha otorgado una subvención de 578 millones-, mientras que a España le corresponde el 37% y el restante 30% a Francia.

Pocos días después de la presentación, se publicaron los anuncios de las licitaciones para los equipos y eléctricos y la ejecución de las obras, y en abril de 2019 arrancaron los estudios ambientales en una zona clave: el Cañón de Cap Bretón, que en algunos puntos supera los 3.000 metros de profundidad.

Deslizamiento de tierra

Las pruebas geológicas detectaron un reciente deslizamiento de tierra en una zona considerada estable por todos los estudios de las últimas décadas. En consecuencia, RTE y REE decidieron buscar un trazado alternativo y paralizaron las licitaciones para los contratos de diseño y construcción -previstas para mayo de 2019- así, como las tramitaciones administrativas del proyecto en sus respectivos países.

Tras meses de barajar alternativas, Inelfe planteó el pasado septiembre que la conexión esquive totalmente el Cañón, abandonando las aguas, adentrándose puntualmente en tierra firme y sumergiéndose otra vez en el Atlántico. El trazado de este bypass, en el lado francés de la infraestructura, acaba de concluir la fase de consulta pública -el acto final fue el viernes-, tras celebrar encuentros y talleres territoriales, en formato digital y presencial, por la pandemia.

Al detectar el problema, Inelfe descartó sobrecostes, pero el nuevo calendario retrasa dos años la puesta en servicio de la conexión, hasta 2017.

La planificación energética hasta 2030, el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) considera que la interconexión se pone en marcha en 2025, de acuerdo con el calendario original. Y va más allá, dando por sentado que se dispondrá de 8.000 MW en el año 2030, lo que implica la construcción de nuevas líneas.

Dos interconexiones más

Para ello, el PNIEC aspira a que haya dos tendidos más, uno desde Aragón, con 150 kilómetros de longitud, y otro desde Navarra, con 80 kilómetros, cada uno con un coste estimado de 1.200 millones. Los dos están considerados como Proyectos de Interés Común por Bruselas -pueden recibir ayudas comunitarias-, pero su grado de maduración es muy pequeño: se estudiarán en la Planificación de redes de electricidad 2021-2026, y será muy difícil que estén operativas antes de que concluya la década. 

Por otro lado, el PNIEC no prevé un aumento de la interconexión con Marruecos, actualmente de 800 MW, porque el país africano no está sujeto a las obligaciones y compromisos europeos, aunque hubo planes para ello.

¿Condiciona el retraso de las interconexiones el cumplimiento del PNIEC? Pues no. Disponer de ellas ayudaría y reduciría el coste del empeño, no cabe duda, pero no son indispensables. Es más, a la vista del crecimiento previsto del parque de generación, es utópico pensar que llegaremos al 15% de capacidad de interconexión en 2030 que quiere la UE.

Pero perdemos: los cálculos de REE señalaban que la red de Vizcaya, además de ahorrar 394 millones, evitará la emisión de 3,2 millones de toneladas de CO2 y permitirá la integración de 4.322 GWh de energías renovables cada año.

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Comentarios 2

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Edu
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En Contra

Que listos los progres... Vetamos la nuclear para salir en portada y luego le compramos la nuclear a francia...

Puntuación 12
#1
Triste realidad
A Favor
En Contra

Que gran verdad Edu. Y seguro que les pagamos hasta el cable!

Puntuación 8
#2