La planificación eléctrica 2030 llega al Congreso con 17.143 millones de euros de inversión hasta el final de la década. Sara Aagesen, vicepresidenta tercera del Gobierno y ministra para la Transición Ecológica, comparece este jueves ante la Diputación Permanente, a petición propia, para explicar un documento de 560 páginas en el que el 23% del esfuerzo inversor se concentra en reforzar la red.
El reparto por territorios: Baleares, Canarias y Ceuta absorben casi 4.250 millones
El documento desagrega los 17.143 millones en dos bloques. De la cifra total, 2.010 millones se dirigen a reforzar las interconexiones internacionales con Francia, Portugal, Andorra y Marruecos; los 15.133 millones restantes corresponden a la red nacional. La lectura política del reparto no es neutra: el mapa que dibuja el Plan sitúa a los sistemas no peninsulares como el gran foco del esfuerzo inversor.
Baleares recibe 894 millones para su propio territorio, a los que se suman 1.932 millones del nuevo enlace con la península. En total, unos 2.826 millones, cerca del 16,5% de toda la inversión prevista hasta 2030. Canarias suma 1.053 millones, incluidos los enlaces entre islas. Ceuta aparece con 25 millones para la red local más 345 millones del enlace con la península.
Entre los tres sistemas se acercan a los 4.250 millones, una proporción muy superior al peso demográfico del archipiélago y de la ciudad autónoma. El criterio es técnico antes que electoral: son redes aisladas, con menos capacidad de respaldo mutuo y más expuestas a los vertidos de renovables cuando la demanda no acompaña.
El 23% de la inversión apunta al cuello de botella: reforzar la red para absorber renovables
Por finalidades, la mayor partida —el 23% del total— se destina a reforzar la red para absorber los nuevos flujos de la electrificación y de las renovables. Le siguen el apoyo a la distribución y la conexión de nuevos consumos (20%) y los enlaces entre sistemas (18%). Las tres partidas suman el 61% de la inversión, de modo que el resto del presupuesto queda repartido entre actuaciones de menor peso relativo.
La red deja de ser un coste de sistema para convertirse en la condición previa de toda la electrificación: sin capacidad de evacuación no hay proyecto renovable que valga.
El orden de prioridades importa más de lo que parece.
Casi una cuarta parte del presupuesto se dirige a desatascar una infraestructura que llevaba años señalada como el eslabón más débil de la transición energética española.
La planificación no decide qué parque se construye, pero sí dónde puede conectarse y a qué coste. Cada megavatio que se queda sin punto de conexión es un proyecto que se retrasa, se redimensiona o muere en la cola de acceso. Y cada refuerzo que llega tarde se traduce en un vertido que el sistema termina pagando. La planificación llega, además, en un cambio de perfil de la demanda: centros de datos, bombas de calor, vehículo eléctrico y electrolizadores compiten por capacidad en los mismos nudos.
El detalle de los 2.010 millones para interconexiones internacionales merece atención propia. La frontera francesa sigue siendo el punto débil histórico del sistema ibérico y el listón del 15% de capacidad de intercambio que Bruselas fija como referencia para 2030 continúa lejos. Portugal se mueve en otra lógica: comparte mercado diario con España a través de MIBEL, de modo que cada megavatio adicional de capacidad reduce los precios de equilibrio a ambos lados. Andorra y Marruecos responden a criterios de seguridad de suministro y respaldo físico antes que a la lógica del mercado.
Queda la pregunta de quién paga. La inversión en la red de transporte se retribuye con una tasa regulada que se recupera a través de los peajes de acceso y, por tanto, termina en la factura eléctrica, mientras una parte del coste ha venido cubriéndose con cargo a los Presupuestos Generales del Estado. Con 17.143 millones sobre la mesa, el debate sobre el reparto entre peajes, cargos y presupuestos públicos vuelve al centro. El argumento oficial habitual es que una red más capaz abarata el precio mayorista y compensa el coste. Se cumple, pero solo si la demanda crece y si las líneas entran en servicio en plazo.
2030 se decide en los próximos tres ejercicios: permisos, cadena de suministro y aceptación local
Un plan de 560 páginas es un mapa, no una obra. La distancia entre la aprobación y la energización de una línea nueva se mide en años y atraviesa tres filtros que la planificación no controla. El grueso de las actuaciones se concentran en el trámite ambiental, la capacidad industrial de los fabricantes de transformadores y aparamenta, y la contestación territorial de los municipios por los que pasa el trazado.
El primero es el más conocido y también el más lento. Los procedimientos de impacto ambiental de líneas de muy alta tensión acumulan alegaciones y recursos que rara vez se resuelven por debajo de los tres años. El Ministerio para la Transición Ecológica es el mismo departamento que impulsa la planificación y el que tramita las declaraciones de impacto, una coincidencia que acelera la instrucción pero no elimina la conflictividad.
El segundo filtro es industrial y se mide en meses de entrega. Los plazos de suministro de transformadores de potencia y de equipos de alta tensión se han estirado en el mercado europeo desde la pandemia, y la demanda de redes se ha disparado a la vez en Alemania, Reino Unido y España. Quien firma el pedido primero, energiza primero. La planificación española compite así con los planes de refuerzo de media Europa por el mismo cuello de botella fabril.
El tercero es político y se ve poco en los titulares. Cada nueva línea de muy alta tensión tiene un trazado concreto, y un trazado concreto tiene alcaldes, propietarios y plataformas ciudadanas. Los ciclos anteriores de planificación ya tropezaron con esa realidad: proyectos aprobados sobre el papel que acumulan años sin grúa y expedientes reabiertos tras sentencias anulatorias. Sobre el terreno, la autorización administrativa pesa tanto como el presupuesto.
Ahí está la contradicción que el documento deja abierta. España encabeza la instalación renovable de Europa y, al mismo tiempo, acumula vertidos en las horas centrales del día, un fenómeno que el operador del sistema documenta trimestre a trimestre en sus informes de operación. La paradoja no se resuelve con más megavatios instalados, sino con capacidad de transporte y con almacenamiento. La primera depende del Estado y de esta planificación; el segundo, del mercado y de sus incentivos.
El calendario tampoco ayuda. Con horizonte 2030 y un documento que acaba de aterrizar en el Congreso, los primeros refuerzos relevantes no se verán antes de 2028. Para entonces, el parque renovable habrá seguido creciendo y la presión sobre la red será mayor que la que describe el propio Plan. La secuencia importa: si la capacidad de evacuación llega después que los proyectos, el coste lo asume el consumidor por dos vías, la del peaje y la del vertido.
Queda la dimensión parlamentaria. La comparecencia ante la Diputación Permanente, el órgano que sostiene la actividad del Congreso de los Diputados fuera de los periodos ordinarios de sesiones, sitúa el reparto territorial en el debate público y, por elevación, en la discusión entre comunidades autónomas. Cada gobierno regional comparará sus millones con los del vecino, y ese cálculo ya está en marcha desde que se conoció el desglose.
La pregunta que ordenará los próximos tres años no es cuánto se invierte, sino cuánto de esos 17.143 millones se convierte en kilómetros de línea energizados antes de 2029. Ese es el indicador que conviene seguir en las próximas licitaciones y en los informes de desarrollo de red que publica Red Eléctrica como operador del sistema. El resto, por ahora, es planificación sobre el papel.
