España, Portugal y Francia se reúnen el 6 de julio de 2026 en París para acelerar las interconexiones eléctricas entre la Península Ibérica y la red europea. El objetivo es superar la condición de isla energética, reducir la dependencia de combustibles fósiles y reforzar la seguridad del suministro. La nueva línea entre Pontevedra y Viana do Castelo aporta 1.000 MW adicionales. Participan la ministra española Sara Aagesen, su homóloga portuguesa María Graça Carvalho y el comisario europeo de Energía Dan Jorgensen.
¿Por qué la Península Ibérica sigue siendo una isla energética?
A pesar de los avances, la Península Ibérica mantiene una interconexión eléctrica inferior al 15 % de su potencia instalada. El objetivo comunitario es del 25 % para 2030. Francia ha retrasado históricamente nuevas líneas por los costes de refuerzo en los Pirineos. El apagón de abril de 2025 evidenció la vulnerabilidad del sistema. La Comisión Europea insiste en que la integración del mercado eléctrico depende de infraestructuras físicas sólidas.
El papel de los operadores nacionales
Red Eléctrica de España (REE) y Redes Energéticas Nacionais (REN) ejecutaron la nueva línea de 400 kV. Cada país invirtió más de 70 millones de euros. El proyecto está clasificado como Proyecto de Interés Común (PIC) por la UE. Esto permite acceso a fondos NextGenerationEU y prioridad regulatoria.
¿Qué impacto tiene esta interconexión en la economía española?
La nueva capacidad reduce la necesidad de activar centrales de respaldo costosas. Esto frena los picos de precio en el mercado diario. Cada 1.000 MW adicionales pueden ahorrar hasta 300 millones de euros anuales en costes de generación. Además, impulsa la exportación de energía renovable excedentaria. España cerró 2025 con el 49 % de su electricidad proveniente de fuentes limpias. La interconexión mejora la rentabilidad de los parques eólicos y solares del noroeste.
El retraso del golfo de Vizcaya
La interconexión del golfo de Vizcaya, clave para conectar con Francia, sigue en construcción. Su puesta en servicio se prevé para 2028. Su retraso prolonga la dependencia de la línea de Irún–Bayona, operativa desde 1987 y al 92 % de su capacidad. El déficit de interconexión cuesta a España entre 1.200 y 1.800 millones de euros anuales, según estimaciones de la CNMC.
¿Qué marco legal regula estas interconexiones?
La Directiva (UE) 2019/944 y el Reglamento (UE) 2019/943 establecen obligaciones vinculantes de interconexión. La UE exige un mínimo del 10 % para 2020 y del 15 % para 2030. España incumplió el primer objetivo. El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021–2030 actualizado en 2025 incluye 12 proyectos prioritarios de interconexión. Todos deben cumplir con los requisitos de transparencia, no discriminación y acceso a la red.
La presión diplomática entre socios
España y Portugal han coordinado una estrategia común ante Francia. Ambos países reclaman una revisión del modelo de costes compartidos. La propuesta actual impone el 100 % de los gastos de refuerzo en la red francesa al lado francés. Madrid y Lisboa proponen un sistema de reparto proporcional basado en los beneficios de intercambio.
¿Qué datos clave debes conocer?
- La Península Ibérica tiene una interconexión eléctrica del 7,2 % frente al 15 % exigido para 2030.
- La nueva línea España–Portugal añade 1.000 MW y eleva a diez el número total de enlaces.
- Cada país invirtió más de 70 millones de euros en el proyecto.
- El apagón de abril de 2025 aceleró la cooperación bilateral y la presión sobre Francia.
- La interconexión del golfo de Vizcaya se retrasó hasta 2028 por disputas técnicas y financieras.
- El coste estimado del déficit de interconexión supera los 1.500 millones de euros anuales.
