Impacto de la nueva interconexión eléctrica España-Portugal en el mercado ibérico

Una nueva interconexión eléctrica entre Galicia, en España, y el norte de Portugal entró en funcionamiento el 2 de julio de 2026. Según el anuncio de la Comisión Europea, esta infraestructura añadió aproximadamente 1GW a la capacidad de intercambio eléctrico entre ambos países, elevándola hasta un máximo aproximado de 4.2GW.

La importancia de este proyecto no se limita al hecho de que haya una línea de transmisión más que cruza la frontera. Cuando la generación eólica y solar supera la demanda regional, la electricidad puede enviarse a un mercado más amplio, mientras que las regiones donde se produzca un déficit de generación o una avería de las instalaciones tienen más posibilidades de recibir electricidad de la red del otro lado. Sin embargo, la capacidad máxima anunciada y la capacidad realmente disponible en el mercado pueden ser distintas.

Cifras clave y estructura de la nueva interconexión

En este contexto, MW o GW indican la magnitud de la potencia eléctrica que puede transmitirse en un momento determinado. La cantidad de electricidad realmente transportada durante un período se mide en MWh o GWh. Por tanto, el hecho de que la capacidad máxima de intercambio sea de 4.2GW no permite conocer por sí solo el volumen anual de comercio eléctrico.

Además, el término bidireccional no significa que puedan utilizarse siempre los mismos 4.2GW en ambas direcciones. Los operadores de los sistemas de transmisión de ambos países calculan por separado la capacidad que pueden ofrecer al mercado teniendo en cuenta, para cada dirección, la distribución de la generación, la demanda, el estado del mantenimiento y los criterios de seguridad de la red. Como resultado, la capacidad disponible de España a Portugal puede ser distinta de la disponible en sentido contrario.

Cómo cruza la frontera el excedente de electricidad eólica y solar

España y Portugal operan sistemas eléctricos con una elevada proporción de generación eólica, solar e hidroeléctrica. Como la generación cambia rápidamente en función del tiempo meteorológico, puede ocurrir simultáneamente que en una región sobre electricidad y que otra la necesite.

El proceso de aprovechamiento del excedente de energía renovable suele ser el siguiente:

1. Los productores presentan al mercado eléctrico ibérico su volumen de generación y su precio por franja horaria.
2. Los resultados del mercado se determinan teniendo en cuenta la demanda de España y Portugal, las ofertas de generación y la capacidad transfronteriza disponible.
3. Se establece un programa de intercambios comerciales desde la región capaz de producir electricidad barata hacia otra relativamente más cara.
4. Los operadores de los sistemas de transmisión gestionan la operación real tras comprobar la tensión, la frecuencia, las sobrecargas de las líneas y los criterios de seguridad en caso de avería.
5. Si se producen errores de previsión o averías imprevistas, se movilizan reservas y recursos de ajuste en tiempo real.

La electricidad renovable no se desplaza hasta su destino a través de una vía física separada. En una red eléctrica de corriente alterna, la corriente real se distribuye entre varias líneas según la impedancia eléctrica y el estado general del sistema. Por este motivo, las transacciones transfronterizas fijadas por el mercado y los flujos físicos de electricidad pueden no coincidir por completo.

Condiciones para reducir la congestión de la red y las limitaciones de producción

La limitación de producción es una medida por la que instalaciones eólicas y solares capaces de generar electricidad reducen su producción por motivos de seguridad de la red o de equilibrio entre oferta y demanda. La nueva interconexión proporciona una vía adicional para enviar el excedente eléctrico al otro lado de la frontera, por lo que puede reducir la probabilidad de que se limite la producción.

Sin embargo, para que produzca efectos deben cumplirse también las siguientes condiciones:

• Debe haber demanda al otro lado. Si ambos países producen simultáneamente un exceso de energía renovable, puede que no haya suficientes destinos de exportación aunque quede capacidad disponible en la interconexión fronteriza.
• Las redes eléctricas internas de ambos países deben tener margen. Si las líneas nacionales que conectan los parques eólicos y solares con el punto de interconexión fronterizo están congestionadas, la nueva interconexión no podrá utilizarse plenamente.
• Deben funcionar los recursos de almacenamiento y respuesta de la demanda. Las centrales hidroeléctricas de bombeo, las baterías, el ajuste de la demanda industrial y la recarga de vehículos eléctricos ayudan a trasladar el excedente de electricidad a otros momentos.
• La capacidad debe ofrecerse al mercado. Los operadores de transmisión solo ofrecen al mercado la capacidad restante después de excluir la necesaria para mantenimiento y márgenes de seguridad.
• La red debe seguir siendo segura en caso de avería. Los límites operativos se establecen de modo que la pérdida de un equipo esencial no provoque un apagón generalizado.

Por tanto, ampliar la interconexión no es una condición suficiente para reducir las limitaciones de producción, sino una de varias posibles soluciones. Para aumentar de manera estable la capacidad de integración de energías renovables, también deben ampliarse la red interna de transmisión, el almacenamiento, las fuentes de generación flexibles y la respuesta de la demanda.

Impacto en el mercado eléctrico ibérico y en los precios mayoristas

España y Portugal operan MIBEL, un mercado mayorista común, pero la capacidad de interconexión fronteriza no siempre es suficiente. Cuando existe margen en el límite de intercambio, los generadores de la región relativamente más barata pueden cubrir la demanda de ambos países en un ámbito más amplio, haciendo que los precios se igualen o se aproximen.

Por el contrario, si el volumen necesario de intercambio eléctrico supera la capacidad de interconexión, el mercado se congestiona. En ese caso, los precios de ambos países se separan y pueden ser más altos en el lado donde escasea la electricidad. La nueva interconexión puede reducir la frecuencia y la duración de estas divergencias de precios.

Por ejemplo, cuando hay abundante generación eólica en el noroeste de España y la demanda es elevada en Portugal, puede aumentar el flujo de electricidad de España a Portugal. Cuando las condiciones para la generación hidroeléctrica son favorables en Portugal y la producción solar disminuye por la tarde en España, el flujo contrario puede resultar económicamente conveniente.

Sin embargo, la ampliación de la capacidad de interconexión no reduce los precios en todas las franjas horarias. En la región que aumenta sus exportaciones de electricidad, los precios pueden subir ligeramente respecto a los niveles anteriores, mientras que pueden bajar en la región importadora. El efecto principal consiste en reducir la diferencia de precios entre ambos mercados y aprovechar fuentes de generación de bajo coste en un ámbito más amplio.

Tarifas eléctricas de los consumidores y seguridad del suministro

Tarifas de los consumidores

Si la interconexión modera las subidas bruscas de los precios mayoristas y las diferencias de precios entre ambos países, también puede ejercer presión a la baja sobre las tarifas minoristas. Sin embargo, la factura final que pagan los hogares y las empresas se compone de los siguientes elementos, por lo que no evoluciona de la misma manera que los precios mayoristas.

• Coste de adquisición mayorista de electricidad
• Peajes de uso de las redes de transmisión y distribución y costes de inversión en la interconexión
• Costes operativos y de gestión de riesgos de los comercializadores
• Impuestos, gravámenes y costes de las políticas públicas
• Método de repercusión de los precios en tarifas fijas o contratos a largo plazo

Por tanto, no puede afirmarse que la nueva interconexión reduzca necesariamente las tarifas de los consumidores. Es preciso comprobar el efecto neto de los costes de generación ahorrados gracias a la reducción de la congestión, los costes de construcción y operación de la red eléctrica y la regulación tarifaria de cada país.

Seguridad del suministro

La interconexión aumenta las opciones para obtener electricidad del otro lado cuando en un país se produce una avería en una central, una sequía, una ola de calor o un aumento inesperado de la demanda. También amplía el margen para que ambos países utilicen conjuntamente las reservas necesarias.

No obstante, a medida que aumenta la interconexión, también debe gestionarse el riesgo de que una anomalía de frecuencia o una avería importante en una región se propague a otra. Por ello son necesarios sistemas automáticos de protección, procedimientos de intercambio eléctrico de emergencia, ejercicios conjuntos entre los operadores de los sistemas de transmisión e intercambio de información en tiempo real.

Interconexión con Francia y el problema de la isla energética

La península ibérica ha sido denominada durante mucho tiempo una «isla energética» debido a que su conexión eléctrica con el centro del continente europeo es relativamente limitada. Aunque se reduzca el cuello de botella entre España y Portugal, si la capacidad de intercambio a través de los Pirineos, desde España hacia Francia, no es suficiente, seguirán existiendo limitaciones para enviar el excedente eléctrico de toda Iberia a otras regiones de Europa.

Esta estructura genera los siguientes problemas:

• Cuando la generación solar y eólica es simultáneamente abundante en España y Portugal, los destinos de exportación son limitados.
• La diferencia de precios entre Francia y la península ibérica puede mantenerse durante períodos prolongados.
• En situaciones que afectan a toda Iberia, como una sequía o un período prolongado de vientos débiles, la capacidad de importación desde el exterior puede ser insuficiente.
• Si las inversiones en generación renovable, hidrógeno verde e industrias electrificadas aumentan más rápidamente que la red interna de transmisión y las interconexiones fronterizas, la congestión puede reaparecer.

Los nuevos proyectos de interconexión hacia Francia son una tarea esencial para integrar más profundamente el mercado ibérico en el mercado eléctrico europeo. Al mismo tiempo, deben reforzarse las redes internas de transmisión de Galicia y el norte de Portugal, ampliarse las instalaciones de almacenamiento y garantizarse recursos para estabilizar la red.

Indicadores para evaluar los efectos futuros

Es difícil evaluar los resultados de la nueva interconexión únicamente a partir de su capacidad nominal en el momento de su finalización. Como mínimo, deben examinarse los siguientes indicadores a lo largo de varias estaciones.

En particular, debe distinguirse entre la cifra máxima de 4.2GW y la capacidad realmente disponible. Aunque la tasa anual de utilización sea baja, la interconexión puede tener un gran valor para la red si actúa como seguro, evitando déficits de suministro durante aumentos bruscos de la demanda o averías de las instalaciones. Por el contrario, aunque la tasa de utilización sea elevada, si persisten los cuellos de botella internos en ambos países y las limitaciones recurrentes de producción, será una señal de que se necesitan inversiones adicionales.

Evaluación general

La nueva interconexión entre España y Portugal es una infraestructura esencial que refuerza la base física de MIBEL y permite utilizar las energías renovables en un ámbito geográfico más amplio. La capacidad adicional de intercambio de aproximadamente 1GW puede reducir las diferencias de precios entre ambos países, las limitaciones de producción y el riesgo de escasez de suministro.

Sin embargo, la interconexión por sí sola no garantiza electricidad barata ni una capacidad ilimitada para integrar energías renovables. Sus resultados reales dependerán de la capacidad disponible ofrecida al mercado, las redes eléctricas internas de ambos países, el almacenamiento y la respuesta de la demanda, la interconexión con Francia y el sistema de tarifas eléctricas para los consumidores. A largo plazo, estos elementos deben evaluarse como un único desafío integrado del sistema eléctrico europeo.