Ponente:

Andrés BARCELÓ DELGADO

1.1.

1.2.

1.3.

1.4.

1.5.

1.6.

1.7.

1.8.

1.9.

1.10.

1.11.

1.12.

2.1.

En concreto, para 2020 se fijó el reto de que los Estados miembros alcancen un 10 % de interconexión con sus países vecinos. Adicionalmente, con el fin de que el desarrollo de los objetivos de generación renovable se acompase con un adecuado desarrollo de las interconexiones, el Consejo Europeo acordó elevar al 15 % el objetivo de interconexión eléctrica para 2030.

2.2.

2.3.

La tercera lista de PIC, aún pendiente de aprobación por el Parlamento Europeo, identifica 173 proyectos para contribuir al cumplimiento de los objetivos de interconexión para 2020 y 2030.

Pese a la ambición de la lista y a las medidas de apoyo existentes, tanto las dificultades técnicas inherentes a los proyectos como las implicaciones políticas y administrativas y el rechazo social hacen que menos del 30 % de los 173 proyectos incluidos en la tercera revisión de los PCI efectuada en 2017 estará finalizado en 2020.

A este retraso ha contribuido el hecho de que la aplicación de las normas RTE-E en los niveles nacionales no se ha desarrollado completamente.

2.4.

2.4.1.   Plan de interconexión del mercado báltico de la energía

La prioridad política es la sincronización de la red eléctrica de los países bálticos con la red continental europea, así como acabar con el aislamiento —y la dependencia de una única fuente de gas— de los países bálticos y Finlandia en sus redes de gas.

El CESE apoya plenamente que se alcance un acuerdo político para impulsar la finalización de los PIC de gas en 2021, tanto la interconexión Estonia- Finlandia como la de Polonia-Lituania.

2.4.2.   Península Ibérica (Declaración de Madrid)

Lamentablemente, y a pesar de la aprobación de la línea del golfo de Vizcaya, las interconexiones de la Península Ibérica con el resto de Europa están lejos de alcanzar los objetivos establecidos para 2020, y muy lejos de los planteados para 2030.

El nivel de interconexión existente entre España y Portugal no soluciona el problema de fondo de la falta de conexiones entre la Península Ibérica y Francia, puesto que la única manera de que la Península se interconecte con Europa y se integre en el mercado interior es a través de Francia, situándose las interconexiones con este país en torno al 2,8 %.

Este pequeño porcentaje de interconexión contribuye a que los precios de la electricidad de la Península Ibérica sean de los más elevados de Europa y a que el coste para el sistema de integrar renovables sea también muy alto, al ser necesarias grandes capacidades de potencia de respaldo y la aplicación de procedimientos que permitan gestionar una alta volatilidad en la combinación de generación energética. Las recientes declaraciones del presidente Macron suponen un respaldo político imprescindible para las dos interconexiones pirenaicas que se encuentran —todavía— en estado embrionario.

2.4.3.   Conectividad energética en Europa Central y Sudoriental

Esta región es vulnerable a las interrupciones de suministro y paga un precio del gas más elevado que el resto de la UE, a pesar de su proximidad geográfica al proveedor de gas.

Los principales objetivos son el lanzamiento del interconector Bulgaria-Serbia, el inicio de la inversión en la terminal de gas natural licuado (GNL) de Krk (en el primer semestre de 2018) y el inicio de la construcción del corredor Bulgaria-Austria en su parte rumana.

2.4.4.   Cooperación energética en el Mar del Norte

El objetivo principal se ha centrado en la combinación de generación y transporte a partir de energías renovables, así como en la creación de un marco jurídico y reglamentario propicio para este tipo de proyectos en un área que cuenta con un potencial de generación eólica que se situará entre el 4 % y el 12 % del consumo de la UE en 2030.

3.1.

3.2.

La digitalización va a suponer que la proporción de sistemas sea cada vez más importante en los nuevos proyectos de inversión.

3.3.

3.4.

3.5.

3.6.

A la vista de los datos de la propia Comisión, el objetivo del 15 % de interconexiones eléctricas en 2030 parece difícilmente alcanzable, máxime si se realiza un análisis correcto por «cuellos de botella geográficos» y no solo por Estados miembros.

3.7.

Estos tres umbrales relacionan de una manera directa los objetivos de desarrollo de las renovables y la integración en el mercado interior con los objetivos de interconexión, avanzando de manera positiva en la consecución conjunta de todos ellos.

3.8.

Tanto los países bálticos como Alemania, Bulgaria, Polonia y Rumanía cumplen dos de los tres umbrales, mientras que los demás Estados miembros pueden considerarse plenamente integrados al cumplir los tres umbrales.

3.9.

3.10.

Adicionalmente, para aquellos proyectos que incrementen de forma significativa la actual capacidad de interconexión en puntos que estén por debajo del objetivo del 10 %, se deben aplicar todos los instrumentos financieros disponibles, como el MCE, los Fondos Estructurales y de Inversión Europeos y el Fondo Europeo para Inversiones Estratégicas. Estos proyectos deberían ser objeto de un trato regulatorio específico, con un refuerzo de las medidas de gobernanza europea para los proyectos que acelere su puesta en marcha.

3.11.

Se necesita una actuación concertada de todas las partes implicadas, incluidos los Estados miembros, los gestores de las redes de transporte, los promotores y los reguladores. Iniciativas como el Foro de Infraestructuras Energéticas celebrado anualmente en Copenhague, en el que se posibilita la participación activa de todos estos agentes, son muy positivas para tratar de encontrar soluciones a los problemas de desarrollo de los proyectos de interconexión.

4.1.

4.2.

4.3.

5.1.

5.2.

5.3.

5.4.

6.1.

En ausencia de interconexiones, la política de fomento de las energías renovables conllevará una gran volatilidad en los precios, una necesidad de mayores inversiones en «tecnologías de respaldo» y un desperdicio de la producción de energías renovables en momentos en los que se produzca un aumento de la generación con una disminución del consumo.

6.2.

6.3.

7.1.

7.2.

7.3.