España, y la península ibérica por extensión, se pueden considerar una isla energética. La capacidad de importación y exportación de electricidad tanto con Francia como con Marruecos representa una fracción muy pequeña de la demanda y de la capacidad de generación. En este artículo se analizan todos los datos sobre las interconexiones de la península ibérica para enmarcar su situación de isla energética

La petición del presidente del Gobierno español Pedro Sánchez a la Unión Europea para poder aplicar medidas excepcionales para conseguir rebajar los precios de la energía se basaba en la excepcionalidad de la península ibérica en su situación de isla energética.

Las interconexiones eléctricas de la península ibérica

El concepto de isla energética no es un término oficial, por lo que no existe una definición concreta de qué requisitos se deben cumplir, pero se entiende que debe ser un territorio aislado o muy poco conectado con el resto de territorios. La condición geográfica de península del territorio ibérico favorece que la conexión con el resto del continente europeo sea una cuestión más complicada de lo que podría ser entre dos territorios que comparten muchos kilómetros de frontera.

España y Portugal están ampliamente conectados entre ellos. Sus dos mercados eléctricos están acoplados más del 95% de las horas y, en general, se habla del mercado ibérico. España, además, está interconectada con Marruecos por dos cables submarinos que atraviesan el estrecho de Gibraltar, de 700 MW de capacidad cada uno. La interconexión con Francia es la más importante con una capacidad total de 2,8 GW actualmente.

La península también tiene un cable submarino que conecta con el sistema eléctrico balear. Pero al ser un callejón sin salida, no se considera una interconexión, más bien convierte a las Islas Baleares en parte de la isla energética ibérica. También existe una interconexión de España con Andorra, con una capacidad de poco más de 100 MW.

Los datos claves para considerar la península ibérica una isla energética

Durante 2020, la península exportó a Marruecos y Francia un total de 6,9 TWh e importó 11,8 TWh. En 2021, la situación fue similar con 6,8 TWh exportados y 12,6 TWh importados. Estos valores por sí solos no dicen demasiado, pero si se comparan con el consumo de electricidad conjunto en Portugal, el territorio peninsular español y las Baleares, se aprecia la clara infraconexión de la península. En el conjunto de la península más las Baleares, se consumieron 303,8 TWh de electricidad en 2020 y 311,4 TWh en 2021, por lo que las importaciones significaron tan solo el 3,9% de la demanda en 2020 y el 4,0% en 2021. Las exportaciones fueron aún menos significativas, un 2,3% de la demanda en 2020 y un 2,2% en 2021.

La misma conclusión se obtiene si se comparan los valores de picos de demanda en la península y Baleares, de potencia instalada de generación de electricidad y de capacidad de las interconexiones con Francia y Marruecos. La potencia de generación instalada en la península ibérica, incluyendo las islas Baleares, se acerca a los 130 GW, mientras que la capacidad máxima de las interconexiones desde 2020 ha llegado hasta los 4,5 GW. Comparando estos dos valores se puede obtener la ratio de interconexión de la península, un 3,4%.

Para poner en perspectiva este valor, se puede usar como referencia el objetivo que se puso la Unión Europea de que todos los países tuvieran una ratio de interconexión mínima del 10% en 2020 y del 15% en 2030. Así, con una ratio del 3,4%, es objetivo calificar la península ibérica como una isla energética.

Si bien comparar la capacidad de interconexión con la potencia de generación es la definición de ratio de interconexión, puede ser una comparación poco descriptiva de la situación real si, como es el caso de la península ibérica, los picos de demanda de electricidad se quedan muy lejos del total de la potencia instalada.

Los picos de demanda peninsular y de Baleares de cada mes del año desde enero de 2020 se pueden ver en el gráfico anterior y no superaron los 54 GW, ni la mitad de los cerca de 130 GW instalados. Calculando la ratio entre la demanda pico y la capacidad de las interconexiones, ésta se sitúa en 8,8% en 2020 y 8,4% en 2021. Es decir, ni reinterpretando la ratio de interconexión de manera un poco más realista, se consigue que la península ibérica deje de poder considerarse una isla energética.

El papel de las interconexiones en la transición energética

Si bien en esta ocasión ser una isla energética puede haber sido un pretexto para España y Portugal para poder tener el beneplácito de la Unión Europea para aplicar medidas excepcionales de cara a bajar los precios de la electricidad, en el medio y largo plazo es una mala opción. Las interconexiones entre los mercados europeos de energía van a ser un punto clave de la transición energética. Que la electricidad pueda fluir de la manera más fluida posible entre los países permitirá una mayor eficiencia de los mercados, de la producción y del consumo.

La península ibérica, además, va a necesitar una amplia interconexión con el resto de Europa para poder exportar toda la energía renovable que se va a producir con la gran cantidad de recurso solar de que dispone.

Actualmente hay tres proyectos de interconexión con Francia que están previstos para antes de 2030. El proyecto de mayor capacidad, 2200 MW, es el cable submarino que atravesará la Bahía de Vizcaya para conectar Gatika (España) y Cubnezais (Francia). El segundo proyecto es la interconexión Navarra-Landes, de 1500 MW de capacidad, y el tercero, también de 1500 MW, conectará Aragón con Marsillon (Francia) a través de los Pirineos Centrales. En total, de cumplirse lo planificado, estas nuevas interconexiones supondrán un aumento de 5200 MW de capacidad para 2030.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa y la financiación de proyectos renovables

Además de las interconexiones, otro aspecto clave en la transición energética será el almacenamiento de energía. En el siguiente webinar de la serie de webinars mensuales organizados por AleaSoft Energy Forecasting, que tendrá lugar el día 21 de abril, este será el tema principal. Además, se realizará el habitual análisis de la evolución y perspectivas de los mercados de energía en Europa.