La industria llevaba dos años con incidencias frecuentes el suministro energético antes del apagón

La industria llevaba tiempo sufriendo incidentes como microcortes de energía con cierta frecuencia en el suministro eléctrico ya antes del apagón que el pasado 28 de abril dejó a España sin energía eléctrica, según aseguran fuentes del sector energético.

Según detallan estas fuentes, estos eventos, que venían padeciendo en los últimos dos años con frecuencia mensual o quincenal, se volvieron más frecuentes a partir de marzo, justo antes de que acaeciese el gran apagón cuyas causas no han sido todavía esclarecidas ni por el Gobierno ni por la empresa encargada de gestionar la distribución y el transporte de al energía, Red Eléctrica.

Los problemas, según añaden los consultados, eran más frecuentes en zonas como Andalucía, Extremadura o Castilla-La Mancha y a primera hora de la mañana, momento que coincide con la activación de algunas de las tecnologías renovables, a las que se ha apuntado como posibles responsables del apagón.

Aunque el debate se ha ido polarizando en los últimos días a este respecto en si el responsable del apagón fue un exceso de confianza en el uso de las tecnologías verdes para generar energía en detrimento de otras como la nuclear y la conveniencia o no de mantener estas centrales, muchos expertos apuntan a que hay otros problemas de fondo que pueden haber contribuido tanto a los problemas que venían sufriendo estas industrias como al gran apagón. Entre estas dificultades se cuentan el de las redes que transportan la energía o la situación de "isla" energética de España.

El tema de la falta de inversión en las redes viene siendo denunciado desde largo tiempo atrás por el sector energético. En especial si, como quiere el Gobierno, se quiere convertir a España en un país volcado en las energía renovables. Según un análisis de BloombergNEF, España va a la zaga de otros países europeos en gasto en la red en relación con la inversión en renovables. Mientras que la capacidad solar se ha más que duplicado en los últimos cinco años, produciendo picos de demanda que superan la demanda; la red se construyó mucho antes, lo que supone un problema.

Tanto esta energía como la eólica tienen un suministro intermitente que debe gestionarse con cuidado y que requiere de medidas adicionales para su estabilidad. Sin embargo, según este análisis, España ha invertido en los últimos cinco años una media de 30 céntimos en redes por cada dólar que se invirtió en renovables.

Además, el hecho de que se trate de una red antigua implica que sus subestaciones no se diseñaron para gestionar la gran variabilidad inherente a las energías renovables.

Isla energética

Otro de los elementos clave para el buen funcionamiento de un sistema energético son las interconexiones. Y en esto, España tiene una peculiar situación que supone una desventaja. Aunque geográficamente no lo sea, energéticamente España se comporta como una isla por su limitada capacidad de interconexión con el resto del continente europeo. Esta condición implica tanto riesgos como oportunidades. Por un lado, limita el acceso a mercados eléctricos más baratos o a energía de respaldo en momentos de escasez. Por otro, ha incentivado una fuerte apuesta por las energías renovables y una autosuficiencia cada vez mayor.

La Unión Europea aboga por el desarrollo de un mercado interior de la energía suficientemente interconectado para que la energía pueda circular libremente entre todos los Estados miembros en un sistema más robusto, eficiente y descarbonizado. En este sentido, el Consejo Europeo estableció como objetivo a los países miembros, incluido España, alcanzar un nivel de interconexión de al menos el 10% en 2025 y del 15% en 2030, con el resto de la UE.

Actualmente, sus principales conexiones transfronterizas son con Francia, Portugal, Marruecos y, de forma más simbólica que operativa, con Andorra. La interconexión con Francia –la más estratégica– se realiza principalmente a través de dos líneas en los Pirineos: una en el País Vasco y otra en Cataluña, con una capacidad conjunta cercana a los 2.800 MW. En comparación con su capacidad de generación, la ratio de interconexión de la Península Ibérica con el resto de Europa continental representa poco más del 2%, cuando la Comisión Europea recomienda que al menos el 10% de la electricidad pueda importarse o exportarse en situaciones de necesidad.

Con Portugal, la integración es más fluida gracias a la Red Ibérica, pero esto no ayuda a la conexión con el corazón de Europa. Y aunque Marruecos permite cierta exportación, su sistema eléctrico es mucho más pequeño y no puede actuar como respaldo real.

Una de las grandes esperanzas del sistema eléctrico español para salir de su histórica condición de «isla energética» es la futura interconexión submarina con Francia a través del Golfo de Vizcaya. Se trata del primer proyecto de estas características entre ambos países y promete incrementar la capacidad de intercambio eléctrico desde los actuales 2.800 MW hasta 5.000 MW –un aumento de casi el 80%–.

El proyecto, bautizado como Inelfe (Interconexión Eléctrica Francia–España), es una empresa conjunta entre Redeia y su homóloga francesa RTE. La nueva conexión consistirá en una línea submarina de alta tensión en corriente continua (HVDC), de aproximadamente 400 km de longitud. Sin embargo, no estará operativa antes de 2028