España intenta impedir otro muro como el gasista en los Pirineos

La cerrazón energética gala cortocircuita los mapas eléctricos de Industria y sus planes renovables

Con una interconexión del 3% con Francia frente al 15% medio de la UE, debe llegar al 10% para cumplir el Paner: 25.000 Mw exportados en 2020, el triple de 2009
París aplica a España la pinza del Transgreen con EDF: sin más conexión no puede ser ‘hub' de la UE con la energía del Magreb
Javier Aldecoa

Baraja aún un modelo de generación y retribución eléctrica del que sólo ha retratado -a través del Paner- sus aspiraciones europeas. Uno con el que Sebastián aspira a lucir un 20% de generación renovable en 2020 y a convertir a España  en bisagra del nuevo mercado de 20 Gw entre el Magreb y la UE y en un modelo de exportación excedentaria al resto de Europa. Pero resuenan en sus planes los cerrojazos de Sarkozy y el antecedente gasista, ahora que el repudio de París y Argel tras la 'open season' de julio deja fuera de juego la posibilidad de sumar 7 bcm del Midcat desde 2013 al vecino del norte. Los muros del Elíseo, GDF y Total no sólo dificultan las opciones del Medgaz de aportar hasta un 60% de sus 8 bcm de capacidad a Francia y hacer de España el hub gasista del Sur de Europa. Sebastián asoma sus mapas eléctricos al antecedente gasista. REE y hasta la Agencia Internacional de la Energía le recuerdan que sólo conseguirá integrar como espera las renovables ‘no gestionables’ si triplica su conexión con Francia, al menos, hasta 5.000 Mw. París calla ante la nueva propuesta de conexión submarina desde Vizcaya. Francia, habitualmente excedentaria de electricidad y a precios más elevados, dispone de una cincuentena de redes transfronterizas pero -a la vista de un nivel de conexión del 3%- ninguna intención de asumir las urgencias de España y del Mibel. La MAT sólo entraría en funcionamiento desde 2014 y aún serían necesarias otras dos líneas para llegar al 10% de conexión con Francia que exige la UE. Moncloa empieza a dimensionar los muros pirenaicos en los concursos eólicos autonómicos: sin mejorar las conexiones con el vecino del norte, no habrá nuevos Mw adjudicados en red antes de 2016.

Industria busca ya 'vacunas' para impedir un cortocircuito pirenaico y magrebí en el mercado eléctrico ibérico.Le ha puesto cifras y plazos a las urgencias peninsulares, de nuevo, el presidente de REE, Luis Atienza: para que España pueda cumplir sus objetivos de abastecimiento con energías renovables en 2020, -cuando se pretende que cubran al menos el 40% de la demanda primaria de energía-, deberá elevar, al menos, hasta los 5.000 megavatios su capacidad de interconexión con el Estado francés. Nada que no advierta esta misma semana el director de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), Nobuo Tanaka: “España y Francia necesitan de una mayor interconexión eléctrica para que la Península Ibérica continúe su apuesta por las energías renovables y supere las fluctuaciones en la producción, evitando la inestabilidad del sistema”. “Para compensar la volatilidad de la energía renovable, hace falta tener un mercado más grande que la Península Ibérica” -Tanaka dixit- y “la conexión de España y Portugal con la red eléctrica europea "no es buena". Tanto que el propio presidente de la portuguesa Galp, Manuel Ferreira de Oliveira, enciende las alertas: debido a la gran cantidad de electricidad procedente de la energía eólica en España y Portugal, “en caso de emergencia se podría poner en peligro la estabilidad del sistema, mientras que con una red mejor conectada tendríamos menos riesgo”.

Nada que en el Elíseo, o en los mapas de RTE y de las principales eléctricas francesas estén dispuestas a hacer; menos aún en los plazos que el mix español -y de paso el Mibel, el Mercado Ibérico de la Electricidad- necesitan. Si Red Eléctrica Española (REE) tenía alguna duda al respecto, se la han despejado los silencios franceses: ni palabra ante la propuesta formal que el Ministerio de Industria y red Eléctrica acaban de poner sobre su mesa, para impulsar una nueva conexión -esta vez marina- a través del Golfo de Vizcaya, en realidad nada diferente, por ejemplo, a la de 2 GW que existe entre Francia e Inglaterra nada menos que desde 1986 En la mesa de Sebastián -lo reconocía en los Premios de la Energía del Enerclub-, después de la regulación de las retribuciones del Régimen General y de la mediación en el contencioso gasista con Sonatrach y Argelia, despunta ya la urgencia de mejorar las interconexiones, en los Pirineos y en el Estrecho. Francia está dispuesta a tejer la pinza eléctrica en los mismos mimbres que la gasista: el gasoducto Galsi puede servir para sacarle también la electricidad a ENI -la nueva aliada de EDF- desde Argelia y Túnez a Italia, estudia ya su conducción eléctrica, un ariete con el que empujar la luz del Magreb hasta las redes alemanas.

España, con más de 75.000 Mw instalados, hoy sólo cuenta con una conexión eléctrica con Francia de 3,5% a través del Pirineo aragonés, con capacidad para importar 1.400 megawatios a la hora (el equivalente, por ejemplo, a una central y medio de ciclo combinado), y exportar apenas la mitad. Incumple muy de lejos el objetivo del 10 % de interconexión fijado por el Consejo Europeo de Energía ya el 25 de noviembre de 2002 -que en el caso español supondría pasar a una interconexión de 6.800 MW-.y, más aún, de la media de los vecinos del sur y centro Europa, que es del 15% sobre su capacidad de generación. España necesita triplicar su capacidad de intercambio eléctrico con el mercado vecino. Y hacerlo antes de ocho años. Nada que, ni en el más favorable de los escenarios Francia esté dispuesta a facilitar. El primer tramo de la línea de Muy Alta Tensión (MAT) que conecta los municipios catalanes de Sentmenat y Vic (Barcelona) con Bescanó (Girona) tiene prevista su entrada en servicio diciembre, como base para alimentar la línea del AVE a Francia y cimentar la interconexión eléctrica con Francia.

Pero aunque la interconexión catalana -que sería la primera nueva en 38 años que el vecino despliega con España- tiene todos los parabienes formales del Elíseo y está respaldada por un acuerdo bilateral sellado en 2007 entre Rodríguez Zapatero, y el primer ministro galo, François Fillon, las obras no han comenzado aún. En realidad en Castellana 160 aspiran, como mucho a que la licitación de las obras acabe antes de un trimestre. Aún si cumpliera los planes bilaterales más optimistas y despejara la segunda conexión, a través del Pirineo catalán para que estuviera operativa en 2014, ese enlace sólo permitiría duplicar la capacidad de interconexión y elevarla a 2.800 megawatios y elevaría la capacidad de interconexión hasta el 5% de la demanda en hora punta. Muy lejos aún de la necesidad de triplicar la “autopista eléctrica” hispano-gala con la que REE, pero sobre todo el Ministerio de Industria han tejido sus planes ‘verdes’ eléctricos hasta 2020.

España es habitualmente exportadora de electricidad desde 2004: lo que importa de Francia lo desvía a Portugal, Andorra y Marruecos, a través de una línea puesta en marcha en 1997 bajo el estrecho de Gibraltar y que en 2006 se acompañó de una segunda conexión. Pero los planes de Castellana 160 pasan en el nuevo Plan de Acción Nacional de Energías Renovables (Paner) para el periodo 2010-2020 por que las energías renovables representen un 20% del consumo final bruto de energía (pliega velas desde el 22,7%), con un porcentaje en el transporte del 10%, en el año 2020 y llegar hasta un saldo neto exportador de electricidad de 25.000 gigavatios hora (GWh) al año en 2020 para dar salida a la gran producción de luz que se prevé con el aumento exponencial de energías renovables más del triple que los 8.000 GWh actuales, lejísimos de los 1.300 GWh de 2005. El IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro Energéticos del Ministerio) es el primero en advertir que para poder alcanzar un porcentaje de generación de electricidad con renovables cercano al 40%, y en buena medida de instalaciones no gestionables, resulta imprescindible ampliar las interconexiones eléctricas hacia Europa central a través de Francia.  España quiere -y necesitará, en realidad- aligerar por la vía de la exportación, la espita de sus paradojas. Hoy opera un modelo en el que en varios momentos de 2010 el mercado mayorista de generación de luz marcó, por primera vez en la historia y de forma sistemática, un precio cero, acotado por la caída de la demanda y un excedente de eólica e hidráulica, que hacía innecesario la entrada de las otras tecnologías como los ciclos combinados o las térmicas de carbón. Un suelo acotado por el aumento del déficit de tarifa y la necesidad de subida de tarifas de venta, pero que permite exportar a precios muy competitivos: por ejemplo el año pasado la media el mercado galo fue en muchos meses hasta el doble que en España.

NI EXPORTACION, NI INTEGRACIÓN EÓLICA NI VENTA 20/20

La directiva europea, que permite a los países de Europa que no tengan posibilidades de sol, agua, viento o territorio cubrir su 20% de energía renovable para el año 2020, despeja el horizonte para que acaben recurriendo a comprar los excedentes de electricidad sostenible y renovable descarbonizada de España y Portugal. Será, para las fuentes de generación ibérica, no sólo si crea una nueva, gigantesca y modélica malla eléctrica, de alta tensión, de alta inteligencia, sino si supera uno de los puntos débiles del sistema eléctrico español: el aislamiento de Europa, gracias a la cerrazón francesa. El éxito renovable en España topa con el problema del almacenamiento de los excedentes, del impulso de los bombeos reversibles de agua, y del excedente del sistema hidráulico y de embalses, hoy infrautilizado energéticamente. REE no oculta que con tanto crecimiento de eólica y ante la oscilación de la producción, especialmente cuando más se consume, los ‘vertidos’ de parques (dejan de producir aunque haya materia prima, porque el sistema no la puede asumir) van a ser más habituales a partir de 2014. Lo que en el lenguaje del sector se conoce como vertidos, la energía deja de producirse. Ya no son una excepción, como se demostró el pasado año ante la intensidad climatológica.

En palabras de Atienza, "no es posible que a nivel europeo se puedan plantear objetivos de elevada penetración de energías renovables en el sistema eléctrico con los niveles actuales de interconexión", sin "autopistas de la electricidad" más necesarias aún en España, a la vista de su condición de isla energética. El mix de generación hacia el que va España es muy demandante de red -tiene que ser mucho más robusta, mallada y flexible- y exige mayor capacidad de exportación y de almacenamiento. Según los cálculos de REE, un sistema con un 80% de renovables, por ejemplo requeriría elevar las interconexión entre España y Francia a unos 47.000 megavatios. Pero si Moncloa esperaba oficialmente la cooperación de la Unión y de al menos un puñado de socios para acelerar las interconexiones gasistas y eléctricas transpirenaicas, ya sabe que no habrá nada nuevo bajo el sol de Bruselas, está satisfecha con los 32 proyectos eléctricos y 10 gasistas del  TEN-E. Y si el Secretario de Estado Pedro Marín -a falta de Sebastián-  se atrevió en la Cumbre de Brusela de junio a denunciar el “desencanto y la incredulidad” con las interconexiones y con el cumplimiento de los objetivos de renovables en 2020, la Comisión no ha dudado en responder con el ‘tú más’: si no se han cumplido los objetivos en interconexiones -Oettinger dixit- buena parte de la responsabilidad está en los rezagos de Francia y de España.

“Los dos países -advierte el máximo responsable europeo del sector- deberían considerar formar un mercado único de energía” y sólo las interconexiones eléctricas permitirán a España seguir ostentando su segundo lugar en eólica comunitaria y acceder a la eólica marina y sus redes, que han despegado desde Francia al Mar del Norte de espaldas a los proyectos españoles que reposan aún en la mesa del Ministro de Industria. Durante estos meses, cada vez que la Comisión ha hecho ondear la bandera del “mercado europeo de la electricidad” -una de las obsesiones del Presidente Durao Barroso- han vuelto la mirada a los Pirineos y a informes como el que la 'European Climate Foundation' presentaba ante Bruselas en mayo. Les sabe a muy poco que Francia y España desbloqueen tras quince años de paralización el proyecto de una línea eléctrica por los Pirineos. Calculan que la capacidad de las conexiones interregionales ha aumentado un 17% en diez años, pero tiene crecer un 23% en la próxima década. Y el mayor incremento se tiene que producir entre España y Francia, de 1 a 32 gigavatios, (mientras la conexión entre Francia y Alemania pase de 6 a 20 GW, la de Francia y Reino Unido de 2 a 12 GW y la de Francia con Europa Central de 3 a 15 GW) si España, el principal productor de energía solar de la UE -en palabras de la Comisión y de la ECF- quiere dejar de perjudicar la seguridad del suministro de los Veintisiete y dejar de ser una isla energética que necesita importar el 80% de los recursos.

Desde febrero de 2007 Francia, Holanda y Bélgica conectaron sus respectivos mercados eléctricos y gestionan los suministros y compras de energía conjuntamente sobre todo -ése era el sentido originario del pacto -para aprovechar los superávit de energía que puedan darse en cada uno de los estados y utilizar la electricidad más barata. Ahora que acaba de optimizar la capacidad de su frontera teutona, de armonizar las interconexiones con Italia y que RTE y Elia han incrementado la capacidad de intercambio del 10 al 15% con Bélgica, París mira al Norte: con 51 líneas transfronterizas con sus vecinos, la red gestionada por RTE es -según su propio juicio- “la más importante de Europa”. Tiene junto con Alemania el primero de los mercados bajo el nuevo marco de cooperación de gestores de redes de la UE y el mercado, con capacidad conjunta  de más de 1000 TWh de consumo eléctrico por año, (más del 30% del total europeo) ; sus mercados intradiarios de  EPEX Spot han negociado más de de 8 TWh de electricidad  en doce meses y esperan, justo desde el próximo trimestre, la mejora de mecanismos de integración y de coordinación del mercado infradiario para mejorar el flujo eléctrico entre los dos. Francia se convirtió (por primera vez desde 1982) en importadora neta de electricidad en varios meses debido a las paradas de nucleares -durante los últimos meses de 2010 y primeros de 2011 en sus niveles más bajos en diez años- y a los elevados precios de su mercado: llegó a importar 2.000 Mw de Bélgica en meses puntuales del verano y ahora, en plena cadena de huelgas generales, importaba la semana pasada hasta 5.990 megawatios (MW), equivalentes a la producción de 6 reactores nucleares. Pero el Elíseo, la estatal EDF y su filial RTE -el operador- aseguran que están muy satisfechos con su producción eléctrica nuclear y sus conexiones con el resto de Europa. Y no tienen prisas para despejar las “autopistas eléctricas” con el sur de los Pirineos. Menos aún si -en la medida en que el Plan Solar del Mediterráneo se ralentiza, o en que Transgreen impulsa interconexiones alternativas que esquivan España por Italia o Grecia- no tienen la necesidad de aumentar el flujo de sus exportaciones al resto de la Unión.

EL ENCAJE DE LAS EÓLICAS AUTONÓMICAS, TAMBIÉN EN JUEGO

REE ha sido la primera operadora del mundo en integrar en tiempo real la producción eólica, y ahora lo hará con la solar. España es referente mundial en la integración de energías renovables -aproximadamente 20.000 MW eólicos y cerca de 4.000 MW solares- gracias, según el operador a la creación del CECRE, el primer Centro de Control en el mundo dedicado exclusivamente a la integración de energías renovables. No hay otro operador en el mundo que tenga más eólica, pues en EEUU, China o Alemania intervienen varios distintos. Pero no deja de recordar que la capacidad y la fluidez del sistema español se verán cercenadas sin ‘mallar’ mejor la red de transporte y acometer nuevas interconexiones. A España se le puede subir la ‘fiebre renovable’ en los muros de la cerrazón gala. Los de la eólica han empezado a hacerlo ya, con el horizonte objetivo eólico de llegar a los 38 GW instalados en España hasta 2020. Las CCAA y los promotores tratan de encajar de nuevo el embudo de sus expectativas, pero a Industria el horizonte eólico se le sale del mapa. La interconexión no sólo da seguridad de suministro y flexibilidad, sino que permite optimizar los sistemas interconectados, compartir la reserva rodante y encajar más potencia eólica, al aumentar la cantidad de electricidad no programable que admite el sistema y permitir la exportación de la energía sobrante sin desconectar los parques que la generan. Por eso el sector renovable español tiene muy presentes antecedentes como los del mercado italiano, que el el año pasado no pudo integrar a la red un 10% de su eólica. Las urgencias de Moncloa por definir una cuadratura del círculo del modelo ‘verde’ (recortar los 6.215 millones de primas sin renunciar al el 22,7% renovable en 2020) han cogido con el pie cambiado a los desencuentros eólicos entre el ministro y las Autonomías, un mapa a 17 velocidades e intenciones que el registro de preasignación de 2009 y ahora los tanteos de Sebastián desbocan aún más. El maratón eólico y las lagunas en coordinación entre administraciones mantienen desde 2009 contra las cuerdas al Moncloa y REE y dejan a las empresas entre la pared de Industria -la única con la llave a la retribución- y la espada de las Autonomías, que les impulsa a tirarse a sus aguas casi a ciegas en busca de sus autorizaciones. En el aire, más de 1.000 Mw ya en pie y más de 7.600 avalados por las Autonomías que se han quedado sin sitio en el primer año de registro de preasignación del Ministerio.

La falta de sintonía entre Madrid y las CCAA, los vaivenes en respaldo y proyectos hacen estallar el mapa incluso de la eólica, la menos costosa, la más madura de las tecnologías renovables, la que menos recortes en la retribución aguarda. No es casualidad que desde Industria, los primeros globos sonda de un recorte de primas fueran para los consejeros de Industria de algunas Comunidades.  Las CCAA socialistas y las multinacionales hacen lobby conjunto entre tanto otra vez para que cumpla la transposición de la Directiva 2009/28/CE, que regula el fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables, está en vigor desde el 5 de junio y debe ser transpuesta a la regulación española. Sólo así podrían las CCAA españolas receptoras de instalaciones eólicas beneficiarse de fondos de consumo eléctrico procedentes de otros países de la UE para ayudarles a conseguir sus objetivos nacionales en renovables. Sebastián y el secretario de Estado Marín tienen en su mesa desde hace meses los avisos de los expertos: la sobrecapacidad eólica, las grietas entre la intención regional y la financiación estatal podrían llevar a que un buen número de parques en los próximos años tuvieran que producir energía sin prima y a precios libres. Casi el 78% de la potencia instalada el año pasado procedió de tres Comunidades: Andalucía, Castilla y León (548,68 Mw), con un incremento del 16,5% y Valencia (289,75 mw), con un avance del 41,6%.

Galicia quiere “recuperar cuanto antes el liderazgo español en la producción eólica” y mete prisa a Madrid para que aclare las primas. Alberto Núñez Feijóo ha la licitación del mayor concurso eólico, 2.325 megavatios -que corresponden a unos mil aerogeneradores y al 12% de lo instalado en todo el país- que estaban pendientes de adjudicar tras la anulación del concurso promovido por el bipartito del PSOE y el BNG. Les ha hecho sitio en el futuro “Plan Enerxético estratégico” 2010-2015, con el que prevé llegar a 6.500 megavatios de eólica. Todo, a pesar de que -como reconocen en San Caetano- no haya garantía de subvención: tras el Registro de de preasignación de retribución, en teoría -a la espera de los cambios del ministro- en Galicia apenas podrán recibir primas en tres años menos de 400 Mw. La planificación que el Gobierno central acordó con las comunidades para el sector entre 2008 y 2016 un total de 4.175 MW en 2014 para Galicia. Su planificación, con las nuevas líneas de evacuación hacia Asturias, la Meseta y Portugal -que, a su vez, dependen del refuerzo del sistema eléctrico español en su conjunto-, marca un escenario de 6.500 megavatios en eólica en Galicia para 2016. Aunque la Consellería de Industria asegura a los promotores que los primeros proyectos se construirán a partir de 2014, el sector asume que la mayoría de los nuevos parques no estará hasta 2018. Más aún: el freno por la crisis ha sido tan fuerte que la demanda de hogares e industrias previsto para 2016 no se alcanzará realmente, según Red Eléctrica de España (REE), hasta 2020, con lo que el sistema no necesitará antes la actividad de todos los parques que se van a repartir.
 
Red Eléctrica advierte de que más de una ambición autonómica no es viable en términos operativos, las redes no están preparadas para recibir tal avalancha de megavatios, no pueden desarrollarse al mismo ritmo que pretenden las administraciones. Aunque acaba de revisar al alza su previsión de crecimiento de la demanda para 2010, hasta el 1,5% y ha suavizado las alertas sobre el futuro de la integración al sistema del concurso gallego, es el gestor el primero en advertir del embudo eólico. “El proceso para integrar la planificación de las diferentes comunidades todavía no se ha producido”, insiste, pensando en la aspiración de Industria de alcanzar en 2020 unos 35.000 MW en tierra y otros 5.000 en el mar.  De hecho, es un informe de REE el que alerta de que en 2014 se podría llegar a desperdiciar un 2% de la eólica. Como desvelaba Atienza en entrevista con Cinco Días, REE pone dos condiciones para que la eólica gane terreno en las líneas eléctricas: una mayor demanda y la intensificación de la interconexión con Francia. Se necesita más potencia en el sistema de almacenamiento más relevante -el bombeo-; una mayor capacidad de la demanda eléctrica para responder a la disponibilidad de la oferta e invertir en líneas de transporte para gestionar sin restricciones unos flujos que cambian extraordinariamente en origen y destino en función de las condiciones climatológicas. Con el ritmo que llevan las nuevas conexiones con Asturias, la Meseta y la prevista también entre los enlaces internacionales con Portugal, REE cree que el refuerzo de las líneas clave de Galicia estará listo en 2016.

EL CORTOCIRCUITO GALO MIRA TAMBIÉN AL MAGREB

Miguel Sebastián no ha querido ni tocar las interconexiones gasistas incumplidas con Francia y la cerrazón de las gasistas galas, pero ha vuelto de Argel la semana pasada, al menos, con la confirmación de una certeza: las aspiraciones de España por convertirse el hub gasista del sur de la UE están chocando en el mismo muro que los planes argelinos que Sonatrach albergaba para su 36% en el gasoducto Medgaz: el de la pared de la cerrazón pirenaica capitaneada por GDF. España aspiraba a ser el hub gasista del sur de la UE, con las interconexiones de Larrau por Navarra desde 2013 y Midcat y Biriatou desde 2015. Eran sus peajes para llegar a inyectar en las venas de la UE el 5% de su demanda. Los calendarios avalados por Bruselas esperaban multiplicar los flujos españoles en dirección al mercado galo hasta 14 bcm al año en 2015, casi dos veces la cantidad que Francia importa de Rusia y más de un tercio de su demanda anual. Medgaz, con sus 8 bcm de capacidad (casi la cuarta parte de lo que consume España) veía en el mercado galo y las conexiones pirenaicas, el destino para hasta dos tercios de su gas, si la demanda española lo permitía.

Si se construyeran las tres obras -Larrau, Biriatou y Midcat- la capacidad de interconexión de gas podría alcanzar en 2015 cerca de 9 bcm (9.000 millones de metros cúbicos) de gas al año, lo que, unido a los 5,2 bcm de Larrau, permitirá el desarrollo de un corredor gasísta de un tamaño cercano a la mitad del proyecto Nabucco. Por eso, ni en la CNE, ni en Industria, ni en Enagás se resignaban a digerir la pinza sobre Midcat, el desinterés de las empresas galas y argelinas en la última Open Season, en julio. Sarkozy y sobre todo Total y GDF -con los gasoductos franceses bajo su control, la llave de un mercado galo de 50 bcm y precios más altos que el español- se lo fían largo y difícil a los 7 bcm adicionales de Midcat, justo la mayor arteria de subida hacia el mercado galo. Francia tiene ya acceso directo al argelino a través del atajo Córcega de Galsi y de los acuerdos de GNL entre Sonatrach y GDF; al gas ruso a través del 10% recién sellado de EDF en South Stream -a cambio del acceso para Gazprom a EE UU y Francia- y la puerta entreabierta de Nabucco para Electricité de France. Moncloa volverá a pedir auxilio a Bruselas en los gasoductos transeuropeos, la CNE apuesta por las inversiones, el sector por replantear las interconexiones y el realismo.

La altura de los Pirineos no sólo le enciende al ministro Miguel Sebastián las luces rojas de sus planes renovables en el horizonte de la próxima década. Más aún: si no se despejan pondrán en cuarentena un mapa global en el que España buscaba convertirse en la bisagra entre los mercados de la UE y la urgencia exportadora renovable del Norte del Magreb, que espera vender al Viejo Continente 20 Gw verdes a partir de 2020 y busca ‘puentes eléctricos’ para convertirse en fuente de generación de un 15% de la energía eléctrica de los Veintisiete, ya sea con el Plan Solar del Mediterráneo o el Desertec. Aunque el futuro de las interconexiones pase por España -al fin y al cabo la conexión con Marruecos por el Estrecho de Tarifa a Fardioua es hoy el único gran puente eléctrico entre ambas riberas del Mare Nostrum- ya saben que no será sólo por ella. Ni con su protagonismo gubernamental español. El Comisario de Energía de la Unión, Oettinger, tan cercano a sus compatriotas de Desertec como al Plan de la Unión del Mediterráneo, no ha incluido ningún proyecto de interconexión Magreb-UE en la mayor partida de financiación de la historia para proyectos energéticos, 2.300 millones de euros. La CE deja aún por madurar una posible interconexión entre Argelia y España.

Lo sabe el Elíseo: ya desde la presidencia española de la Unión adelanta por la derecha las esperas de Sebastián, mira de lejos la única red entre las dos orillas del Mediterráneo -bajo mando español y las aguas del Estrecho-; quiere la llave del futuro renovable entre la UE y el Magreb y está dispuesta a encontrarla en el Proyecto Transgreen (con una veintena de empresas asociadas, desde EDF, Alstom, Siemens, a Abengoa),  para minimizar la ventaja española. Lo que la Administración francesa y los consorcios industriales del Plan Transgreen llaman ya “las autopistas Sur-Norte de la energía renovable”, el mapa de redes e interconexiones entre los dos continentes y la treintena de mercados a ambos lados no pasarán ya necesariamente -y desde luego, no sólo- por latitudes ibéricas. París y Berlín saben que sin la posibilidad de construir largos enlaces de alto voltaje en corriente continua entre Europa y África, con menos pérdidas, por debajo de un 3% por millar de kilómetros (la red eléctrica actual se basa en la corriente alterna) no se podría ni empezar a pensar en la viabilidad ni del Desertec ni del Plan Solar del Mediterráneo.

Las redes serán siete u ocho veces más caras que las actuales -al menos 15.000 millones de euros en principio- y, como reconocía el propio Guaino, el Consejero Especial de Presidencia, su despliegue, la manera en la que se vayan desenvolviendo las diferencias entre los modelos regulatorios será uno de los desafíos más costosos para la integración energética del Mediterráneo. Pero Francia y Alemania se han propuesto hacer una oportunidad propia de ella. Transgreen busca hacerle sitio además a las ‘debilidades’ del mercado alpino, que deberá importar energía renovable de terceros países para el cumplimiento de objetivo nacional en 2020. Así, con cada ‘ladrillo’ en la casa común de la energía con Marruecos, Argelia o Túnez, tratan de superar las ventajas -que parecían irrenunciables hasta hace poco- de España, con la única interconexión eléctrica intercontinental operativa hoy, 1.400 Mw de capacidad y con la geografía más favorable en un Mar en el que, con profundidades de más de 5.000 metros, algunas costas no son aptas para interconexiones eléctricas.

En la nueva bitácora de Transgreen y Desertec aparece ya el proyecto para que sean al menos seis las nuevas líneas de alta tensión submarinas que transporten la electricidad entre África del Norte y Próximo Oriente : las interconexiones Marruecos-España y Argelia- España no se cuestionan (otra cosa serán los detalles para la segunda y sus calendarios), pero París, Berlín y Bruselas le hacen sitio a un mapa tan diverso como suyo para nuevas redes desde Argelia a Córcega y Cerdeña, de Túnez a Italia, de Libia a Sicilia, e incluso Grecia y Egipto, de Egipto a Bulgaria vía Jordania, o Líbano a Grecia y Turquía. Nada que deje sitio a la primacía alauita de Moncloa, ahora que Marruecos hace valer la llave -que gracias a sus interconexiones sabe que tiene en sus manos- de la concreción del Desertec y del Plan Solar del Mediterráneo y se deja querer por igual por Berlín, Bruselas y París.