La red eléctrica
Navarra necesita renovar su red eléctrica para el despliegue industrial y evitar cortes de suministro
La actual infraestructura no es suficiente para atender toda la demanda. REE trabaja en el eje Tierra-Estella-Muruarte, de interés foral, y que conectará con la nueva línea de 400 kV que unirá Navarra con Guipúzcoa
Publicado el 11/05/2025 a las 05:00
El histórico apagón que el 28 de abril sufrieron millones de personas en España, Portugal y el sur de Francia ha dejado al descubierto las costuras del sistema eléctrico recordándonos que la seguridad energética es un bien cuando menos delicado. A falta todavía de respuestas concluyentes al inédito cero energético, entre los expertos consultados, el diagnóstico más coincidente sobre lo ocurrido es que la red no está preparada para sostener el ritmo de la transición energética. Esa red, nacional e interconectada, tiene presencia en Navarra y aunque ésta no es competente en su gestión, en lo que respecta a la distribución sí debe validar los planes de las compañías para atender la demanda de sus clientes y conoce bien el problema de saturación de la red.
En una economía industrial como la Navarra, donde además las renovables aportan dos terceras partes de la electricidad, las redes eléctricas tienen aún mayor valor y su actualización es clave para asegurar el liderazgo industrial de la comunidad, garantizar potencia suficiente para el desarrollo de nuevos proyectos y seguir avanzando en la descarbonización. La comunidad es excedentaria en producción de energía eléctrica y genera más de lo que consume, pero las líneas de transporte, los tendidos más potentes que salen de ella, la conectan principalmente con Aragón y con Castilla y León, que también son generadores de energía. Sí es demandante el País Vasco, que importa el 57% de lo que consume, y diversas regiones europeas, pero tampoco existe aún una interconexión directa con Europa de gran capacidad.
Por la parte de la distribución el problema es todavía más acuciante. Algunos expertos sostienen que es en la red de distribución donde sobre todo está impactado la transición. En los puntos con mayor concentración industrial apenas hay ya capacidad de acceso disponible. Según una información de Iberdrola del 11 de abril, ni en las subestaciones de Landaben, Imárcoain, Estella, o Esquíroz, entre otras, hay actualmente capacidad disponible.
¿En qué subestaciones de la red de distribución hay capacidad de acceso disponible?
LAS NUEVAS REGLAS DE LA TRANSICIÓN ENERGÉTICA
La transición energética ha cambiado las reglas del juego. Como explica Carlos Bergera, que fue director de la central de gas de Castejón y se ocupó durante años de temas de movilidad en Iberdrola, hemos pasado de un modelo basado en grandes centrales de generación, redes de transporte y de distribución y puntos de consumo, a otro en el que ya no hay sólo grandes centrales de generación sino también generación distribuida, con infinidad de instalaciones fotovoltaicas y parques eólicos que han conformado una red mucho más compleja en la que se produce una cantidad considerable de electricidad en puntos más cercanos al consumo y no siempre a alta tensión. “Donde ha impactado la transición es en la red de distribución porque es allí donde se interconectan los puntos de generación distribuida y los de consumo. Se ha invertido mucho en generación pero no lo suficiente en la red de distribución que es insuficiente para seguir dando servicio a la demanda de nuevos puntos de generación distribuida y de electrificación (consumo)”.
DE AUTOPISTAS A CARRETERAS LOCALES
Para entender la dimensión del problema conviene tener en cuenta que el actual mapa de transporte de energía está formado por dos tipos de red, la de transporte y la de distribución. La de transporte está formada por las llamadas autopistas que trasladan grandes cantidades de energía a muy alta tensión (220, 400 o más kilovatios) y conectan las grandes centrales de generación con los centros de consumo o con otras subestaciones principales. Está gestionada en la península por Red Eléctrica, que realiza planificaciones cada cinco años. En Navarra hay 90 millones de inversión en curso aunque desde el operador no precisan qué porcentaje de la inversión está ya ejecutado. Los plazos medios para desarrollar infraestructuras eléctricas oscilan entre los 5 y los 15 años, y no siempre casan con los de las empresas.
Las líneas de distribución, más pequeñas, equivalen a carreteras locales de electricidad. Llevan la energía desde las subestaciones hasta los consumidores finales: hogares, comercios, industrias… Operan a media y baja tensión y son más capilares y extensas. En Navarra esta red de distribución está en manos de Iberdrola que gestiona 9.940 kilómetros de líneas (entre baja, media, alta y muy alta tensión) además de 3.648 centros de transformación y 87 subestaciones. Para el periodo 2024-2026 i-DE tiene previsto invertir 75 millones en la red de distribución de Navarra. Parte, para avanzar en la digitalización de la red.
El margen de mejora es enorme. No sólo hay que invertir en nuevas infraestructuras (subestaciones, centros de transformación, líneas…) sino en digitalización (redes inteligentes) porque la red es cada vez más compleja y el sistema tiene que ser lo suficientemente inteligente para que las transacciones energéticas que se producen a nivel de red de distribución sean seguras.
REE GESTIONA EN NAVARRA 450 KILÓMETROS DE LÍNEAS
La mejora de la distribución por si sola no es suficiente. La red de transporte, gestionada por REE, además de para dar robustez al sistema es clave para garantizar la evacuación de los nuevos proyectos renovables. En Navarra, esta red, que sirve para transportar la electricidad a mayores distancias, cuenta con 319 kilómetros de líneas de 220 kV y 176 de 400 kV. En la actualidad, REE tiene en marcha diferentes actuaciones para mejorar la capacidad de conexión de la industria navarra, mejorar la integración de las renovables y ayudar a resolver restricciones técnicas. Trabaja, por un lado, en la nueva línea de alta tensión con Euskadi, un proyecto que lleva sobre la mesa más de 15 años y no tiene fecha de conclusión y que a lo largo de estos años ha encontrado una fuerte oposición, especialmente a nivel local y de ecologistas. Se trata de un circuito doble de 400kV y una longitud de 92,482 kilómetros que unirá la subestación de Itsaso (Guipúzcoa) con las de Castejón y Muruarte de Reta, y que forma parte del eje norte que conecta con el del Mediterráneo. Actualmente, existen solamente dos líneas eléctricas de 220 kV entre Orkoien e Itsaso que datan de los años 20 y 70 del siglo pasado y cuya capacidad no da respuesta a las necesidades actuales y previstas. El nuevo trazado con un coste proyectado de 65,2 millones servirá para reforzar el mallado de la red y la capacidad de transporte de energía entre el País Vasco y Navarra, mejorando la seguridad y la calidad del suministro y permitiendo evacuar la energía renovable excedente de la comunidad hacia el País Vasco. Además, servirá de eje estratégico para la futura interconexión con Francia a través del Golfo de Bizkaia.
Otro proyecto fundamental para el desarrollo económico y social de Navarra es el refuerzo de la alimentación eléctrica de la merindad de Tierra Estella desde la subestación existente en Muruarte.
Con una inversión de 23,7 millones, el proyecto contempla una nueva línea de 30 kilómetros entre esa subestación y la nueva de Tierra Estella que ya cuenta con la declaración ambiental favorable del Gobierno e incluye la ampliación de varias subestaciones (Muruarte, Olite, Sangüesa...). La conexión de esta línea con el nuevo eje Navarra-País Vasco de 400kV potenciará la integración de renovables sirviendo además de eje estratégico para la nueva interconexión con Francia. Además de estos dos proyectos, se trabaja en el eje La Serna Magallón que va a iniciar ahora el proceso de tramitación. Incluye un doble circuito y el aumento de capacidad de varias líneas de 220 kilovatios de la zona. De la nueva interconexión transpirenaica con Francia, en una fase muy inicial, no hay detalles aunque la intención que hace un año manejaba REE era que pudiera estar operativa entre 2030 y 2035.
“Para seguir avanzando en la transición hay que invertir en seguridad ”
Las energías renovables no provocan apagones pero su gestión sí exige mejoras en el sistema. De hecho, no pocos expertos ya habían advertido de las consecuencias que podría tener el rápido crecimiento de la potencia renovable instalada si este incremento no venía acompañado de una actualización de sistemas en la red para manejar esas nuevas fuentes de generación, muy diversas y con peculiaridades que complican la solución de las incidencias. “Somos vulnerables porque hemos crecido más que lo que han crecido nuestras infraestructuras”, apunta Carlos Bergera.
A este experto en energía le gusta hablar de la elasticidad que requiere el sistema para funcionar (otros hablan de la inercia, que tiene que ser constante, 50 Hz, para que todos podamos recibir electricidad en nuestras casas o empresas) para explicar lo que sucede cuando se pierde. Lo que vivimos el pasado 28 de abril. “Aunque de forma natural la generación fotovoltaica o eólica no aporta inercia o elasticidad al sistema, si le ponemos determinados componentes electrónicos, las centrales fotovoltaicas son capaces de comportarse por software como si fueran centrales convencionales”, sostiene haciendo hincapié en que Navarra no puede renunciar a seguir siendo generadora de renovables.
En la misma línea, Raúl Bajo Buenestado profesor de Economía e investigador de Navarra Center for International Development (NCID) apunta a la inversión en tecnología grid forming, crucial, dice, para la integración segura y estable de las renovables e incide en la necesidad de seguir trabajando para mejorar la interconexión con Francia donde Navarra puede jugar un papel fundamental. “La cuestión clave, como ocurre en el caso de la interconexión, está en quién debe pagar esa inversión en tecnología y si debe ser o no obligatoria”, plantea. Para Bergera lo que tiene que hacer la regulación es obligar a que se introduzcan esos mecanismos de seguridad en las centrales renovables (fotovoltaicas y eólicas) que las equiparen en elasticidad y flexibilidad a las convencionales.
