1. Interconexión física total
Hay múltiples líneas de alta tensión (400 kV y 220 kV) entre España y Portugal.
Esto permite que la electricidad fluya libremente en ambos sentidos según la oferta y la demanda.
Técnicamente, forman una única malla eléctrica peninsular que opera en sincronía (misma frecuencia, misma red de control).
2. Gestión operativa conjunta
Red Eléctrica de España (REE) y REN (Red Eléctrica Nacional de Portugal) coordinan en tiempo real la operación del sistema.
Se reparten responsabilidades sobre el despacho de centrales, gestión de flujos y resolución de incidencias.
3. Mercado eléctrico común: MIBEL
Ambos países comparten el Mercado Ibérico de Electricidad (MIBEL).
Los productores y consumidores participan en un mercado mayorista conjunto, donde los precios de la electricidad se fijan por subasta cada día y hora.
El precio final es el mismo para toda la península, salvo ajustes menores por congestiones o pérdidas técnicas.
4. Beneficios de esta integración
Mejora la eficiencia económica: los recursos se útilizan donde son más baratos o abundantes.
Aumenta la seguridad del suministro: si una zona tiene un problema, la otra puede respaldarla.
Favorece la penetración de energías renovables: se puede exportar excedente solar o eólico si no hay demanda local.
Fomenta una mayor competencia en el mercado eléctrico.
Principales interconexiones eléctricas entre España y Portugal
1. Interconexión Norte (Galicia – Norte de Portugal)
Subestación Beariz (Ourense): Punto de partida en España.
Línea de doble circuito Beariz – Fontefría (400 kV): Atraviesa los municipios de Beariz, Boborás, Avión, Carballeda de Avia y Melón (Ourense), y Covelo y A Cañiza (Pontevedra). Capacidad aproximada: 1.000 MW.
Subestación Fontefría (Covelo, Pontevedra): Transforma la tensión de 400/220 kV.
Línea Fontefría – Frontera Portuguesa (400 kV): Pasa por A Cañiza, Covelo, As Neves y Arbo (Pontevedra), conectando con la red portuguesa. Capacidad aproximada: 800 – 1.000 MW.
2. Interconexión Centro (Extremadura – Alentejo)
Línea Balboa – Alqueva (400 kV): Conecta la subestación de Balboa en Badajoz con la de Alqueva en Portugal. Capacidad aproximada: 1.000 MW.
3. Interconexión Sur (Andalucía – Algarve)
Línea Puebla de Guzmán – Tavira (220 kV): Une la subestación de Puebla de Guzmán (Huelva) con Tavira en el Algarve portugués. Capacidad aproximada: 300 – 500 MW.
4. Interconexión Oeste (Salamanca – Centro de Portugal)
Línea Aldeadávila – Lagoaça (220 kV): Conecta la central hidroeléctrica de Aldeadávila (Salamanca) con Lagoaça en Portugal. Capacidad aproximada: 300 – 500 MW.
5. Interconexión Suroeste (Cáceres – Beira Baixa)
Línea Cedillo – Fratel (220 kV): Une la subestación de Cedillo (Cáceres) con Fratel en la región portuguesa de Beira Baixa. Capacidad aproximada: 300 – 500 MW.
Estas interconexiones permiten una capacidad de intercambio eléctrico que ha alcanzado los 4.200 MW mejorando la seguridad del suministro en la península ibérica.
MIBEL
El MIBEL (Mercado Ibérico de la Electricidad) es una iniciativa conjunta de los gobiernos de España y Portugal que integra los mercados eléctricos de ambos países en un único sistema mayorista.
El MIBEL opera mediante un sistema de mercado mayorista donde los productores de electricidad presentan ofertas de venta, y los comercializadores y grandes consumidores presentan ofertas de compra. Estas ofertas se casan en un mercado diario e intradiario, gestionado por el Operador del Mercado Ibérico de Energía - Polo Español (OMIE). El precio de la electricidad se determina utilizando un sistema marginalista, donde todas las transacciones se pagan al precio de la última oferta aceptada necesaria para satisfacer la demanda.
El OMIE es la entidad encargada de gestionar el mercado diario e intradiario de electricidad tanto para España como para Portugal.
La empresa OMIP (Operador do Mercado Ibérico de Energia – Pólo Português) se encarga del mercado de futuros, no del mercado diario.
La supervisión del MIBEL está a cargo de un Consejo de Reguladores compuesto por entidades de ambos países:
España: Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).
Portugal: Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) y la Comissão do Mercado de Valores Mobiliários (CMVM) .
Además, los operadores de los sistemas eléctricos, Red Eléctrica de España (REE) y Redes Energéticas Nacionais (REN) en Portugal, son responsables de garantizar el funcionamiento y la gestión técnica de las redes eléctricas.
El Mercado Ibérico de la Electricidad (MIBEL) es el resultado de un proceso de cooperación desarrollado por los gobiernos de España y Portugal con el fin de promover la integración de los sistemas eléctricos de ambos países.
En este camino iniciado en 1998 por los gobiernos de ambos países, pueden resaltarse, entre otros, cuatro momentos. En primer lugar la firma, en noviembre de 2001, del Protocolo de cooperación entre las autoridades españolas y portuguesas para la creación del Mercado ibérico de la Electricidad. En segundo lugar la firma, en octubre de 2004, en Santiago de Compostela, del Acuerdo entre la República Portuguesa y el Reino de España. Algo más tarde la XXII Cumbre Luso-española de Badajoz, celebrada en noviembre de 2006, y por fin, en enero de 2008, la firma del Acuerdo en Braga para revisar el Acuerdo de Santiago. Finalmente, el 1 de julio de 2007, se puso en marcha el MIBEL.
Red Eléctrica de España
Red Eléctrica de España (REE) opera dos centros principales desde los cuales gestiona en tiempo real el sistema eléctrico nacional.
Centro de Control Eléctrico (Cecoel)
El Cecoel, ubicado en Madrid, es el núcleo operativo del sistema eléctrico español. Desde este centro se supervisa y coordina en tiempo real la generación y el transporte de electricidad en todo el país, procesando aproximadamente 240.000 datos por segundo para garantizar el equilibrio constante entre la oferta y la demanda eléctrica.
Centro de Control de Energías Renovables (Cecre)
Integrado dentro del Cecoel, el Cecre es un centro pionero a nivel mundial, dedicado exclusivamente a la integración segura de energías renovables en el sistema eléctrico. Desde su creación en 2006, el Cecre supervisa en tiempo real más de 4.000 instalaciones renovables en España, gestionando la variabilidad inherente a fuentes como la solar y la eólica para mantener la estabilidad del suministro.
Ambos centros, el Cecoel y el Cecre, están localizados en Madrid, en las instalaciones centrales de Red Eléctrica de España. Desde allí, se coordina la operación del sistema eléctrico peninsular y de los sistemas no peninsulares, incluyendo las Islas Baleares y Canarias.
Funcionamiento del CECRE
Podemos ver como es el funcionamiento del CECRE con un ejemplo, como el caso de que se haya de conectar un parque eólico. El proceso de conexión a red en tiempo real de un parque eólico cuando empieza a haber viento suficiente no es automático ni libre, sino que está coordinado estrechamente con REE (Red Eléctrica de España), a través del Centro de Control de Energías Renovables (CECRE).
1. Monitoreo continuo por el CECRE
El parque eólico está conectado físicamente a la red, pero no está inyectando energía por falta de viento.
El CECRE supervisa en tiempo real el estado del parque (tensión, potencia disponible, condiciones meteorológicas, etc.).
2. El viento empieza a soplar: se genera potencia disponible
Los aerogeneradores detectan que hay viento con velocidad suficiente (usualmente >3 m/s).
Los algoritmos de control local calculan cuánta potencia podrían producir.
Esta potencia disponible se comunica automáticamente al CECRE.
3. Solicitud de inyección y autorización
El parque no puede simplemente empezar a inyectar energía: debe esperar la autorización del CECRE, que evalúa:
Estado del sistema eléctrico (tensión, frecuencia, congestiones).
Si hay espacio para esa generación renovable en ese instante.
Posibles restricciones técnicas o de seguridad.
4. Orden del CECRE: habilitación
Si las condiciones lo permiten, el CECRE autoriza el despacho de generación.
Se ajustan los niveles de potencia, rampas de subida, y parámetros de seguridad.
El parque comienza a inyectar energía a la red, controlado en todo momento.
También puede ser que no se autorice la inyección de electricidad. Puede ocurrir en momentos de exceso de generación renovable, o en zonas con congestión en la red. En ese caso, el parque permanece en stand-by, aunque tenga viento. Este tipo de situaciones se llama curtailment (limitación de producción), y está regulado.
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