Bruselas abre la carrera por las próximas grandes infraestructuras energéticas europeas

La Comisión Europea ha abierto la convocatoria para seleccionar la próxima generación de grandes infraestructuras energéticas transfronterizas de transporte y almacenamiento eléctrico, redes inteligentes, hidrógeno y CO₂ para incorporarlos a la tercera lista de infraestructuras prioritarias de la Unión, cuya aprobación está prevista para finales de 2027. Los proyectos elegidos podrán obtener la consideración de Proyecto de Interés Común, PCI, por sus siglas en inglés, o de Proyecto de Interés Mutuo, PMI, una categoría que proporciona prioridad administrativa, mejores condiciones regulatorias y acceso potencial a financiación europea.

La convocatoria publicada ayer abarca las infraestructuras de transporte y almacenamiento de electricidad, las redes eléctricas inteligentes y las redes inteligentes de gas. Los proyectos eléctricos podrán presentarse hasta el 13 de noviembre de 2026, mientras que el plazo para las redes inteligentes permanecerá abierto hasta el 4 de diciembre. En paralelo, los promotores de infraestructuras de hidrógeno, electrolizadores y redes de transporte y almacenamiento de CO₂ disponen hasta el 30 de septiembre para registrar sus propuestas.

La selección se desarrollará bajo el Reglamento TEN-E, que organiza la planificación de las redes transeuropeas de energía alrededor de once corredores geográficos prioritarios y tres áreas temáticas. El objetivo es identificar infraestructuras que no solo resulten necesarias para un país, sino que aporten un beneficio medible al funcionamiento integrado del sistema energético europeo.

Para obtener la categoría PCI, un proyecto deberá contribuir de forma significativa a la integración de los mercados de al menos dos Estados miembros, mejorar la seguridad del suministro, facilitar la incorporación de generación renovable o aumentar la flexibilidad y la interoperabilidad del sistema. Los PMI responden a criterios semejantes, pero conectan la Unión Europea con países terceros y deben demostrar beneficios recíprocos y compatibilidad con los objetivos climáticos europeos.

Intercambio de electricidad entre países miembros

En el caso de las líneas de transporte eléctrico, el reglamento establece umbrales técnicos para acreditar el impacto transfronterizo. Con carácter general, la infraestructura deberá aumentar al menos en 500 MW la capacidad de intercambio comercial entre Estados miembros. Cuando el objetivo sea reducir el aislamiento de un sistema eléctrico no interconectado, el incremento mínimo exigido se sitúa en 200 MW.

Los proyectos de almacenamiento deberán justificar su contribución a la seguridad y flexibilidad de varios sistemas nacionales, especialmente en escenarios con elevada penetración renovable. Por su parte, las redes eléctricas inteligentes deberán desplegarse en niveles de media o alta tensión e involucrar a operadores de transporte (TSO) o de distribución (DSO) de al menos dos Estados miembros. La evaluación considerará su capacidad para integrar generación distribuida, gestionar la demanda, reducir vertidos renovables, mejorar la observabilidad de la red y permitir una operación más flexible.

Las propuestas de transporte y almacenamiento eléctrico deberán estar integradas en el último Plan Decenal de Desarrollo de la Red de ENTSO-E. Este requisito busca asegurar que los proyectos respondan a necesidades identificadas mediante modelos europeos de generación, demanda, congestiones e intercambios transfronterizos, y no únicamente a prioridades nacionales o empresariales.

Proceso de evaluación

Tras una primera comprobación de elegibilidad, los proyectos serán evaluados por grupos regionales formados por representantes de los gobiernos, autoridades reguladoras, operadores de redes, promotores, ENTSO-E, ENTSOG, la Agencia para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) y la propia Comisión Europea. El análisis incluirá estudios coste-beneficio, contribución a los corredores prioritarios, madurez técnica, afecciones ambientales y capacidad para resolver cuellos de botella.

Entre diciembre de 2026 y marzo de 2027 se consultará a los reguladores nacionales y se abrirá una consulta pública sobre las candidaturas. La evaluación técnica se desarrollará durante el primer semestre de 2027 y ACER deberá emitir su opinión sobre el borrador entre junio y septiembre. Los grupos de decisión de alto nivel cerrarán la selección entre octubre y noviembre, antes de que la Comisión adopte el correspondiente acto delegado a finales de 2027. La tercera lista europea de PCI y PMI debería entrar en vigor a comienzos de 2028.

La obtención de esta categoría no supone una autorización automática ni elimina los procedimientos ambientales o de seguridad. Sí obliga a los Estados a dar al proyecto la máxima prioridad nacional y permite concentrar la tramitación en una autoridad competente única. El procedimiento europeo fija un plazo ordinario máximo de tres años y medio para completar las autorizaciones, ampliable excepcionalmente en nueve meses.

Interconexiones, almacenamiento y redes marítimas

La declaración también permite aplicar mecanismos regulatorios para distribuir los costes entre los países beneficiados, incluso cuando la mayor parte de la infraestructura se construya en un solo Estado. Esta cuestión resulta especialmente relevante para interconexiones, almacenamiento y redes marítimas, donde los beneficios sobre la seguridad de suministro, los precios o la integración renovable no coinciden necesariamente con la localización física de la inversión.

Los proyectos seleccionados podrán solicitar financiación al Mecanismo Conectar Europa, aunque la condición PCI o PMI no garantiza por sí misma la concesión de fondos. El instrumento europeo puede financiar estudios técnicos, ingeniería, evaluaciones ambientales y, cuando exista una brecha de viabilidad suficientemente acreditada, parte de las obras. También aumenta la visibilidad del proyecto frente al Banco Europeo de Inversiones y otros financiadores.

La convocatoria llega cuando Europa necesita ampliar con rapidez sus redes para absorber nueva generación eólica y fotovoltaica, electrificar la industria y atender consumos concentrados como electrolizadores, fábricas de baterías o centros de datos. Para los promotores y las ingenierías, la carrera que ahora comienza determinará buena parte de la cartera europea de interconexiones, almacenamiento y redes inteligentes que deberá ejecutarse durante la próxima década.

Infraestructuras de interés para España

España parte, en todo caso, con una cartera amplia de infraestructuras susceptibles de concurrir al proceso. La lista europea vigente contiene 19 proyectos que afectan al país: cuatro interconexiones eléctricas, cuatro instalaciones de almacenamiento energético, tres redes de hidrógeno, cinco electrolizadores, dos almacenamientos de hidrógeno y una red de transporte de CO₂. Su presencia en la relación actual no garantiza, sin embargo, la continuidad, ya que los promotores deberán volver a presentar los proyectos que quieran conservar la consideración de Proyecto de Interés Común.

Entre los candidatos eléctricos más evidentes figuran las futuras interconexiones Navarra-Landes y Aragón-Marsillon, concebidas como nuevos cruces de los Pirineos. Ambas permanecen en fase de estudios y deberán concretar aspectos como el trazado, la tecnología de transporte, los refuerzos interiores necesarios y el reparto de costes entre España y Francia. Su justificación sistémica es relevante: la planificación europea ha identificado la necesidad de incorporar unos 4.500 MW adicionales de capacidad de intercambio en la frontera franco-española, por encima de la aportación del enlace del Golfo de Vizcaya.

También podría solicitar la renovación de su estatus la interconexión submarina entre Gatika y Cubnezais, actualmente en construcción. El proyecto utiliza tecnología HVDC mediante dos enlaces de 1.000 MW, estaciones convertidoras VSC y un trazado cercano a los 400 kilómetros, de los que aproximadamente 300 discurren bajo el mar. Su puesta en servicio, prevista para 2028, elevará la capacidad de intercambio entre España y Francia desde unos 2.800 hasta 5.000 MW. Su permanencia en la próxima lista dependerá, no obstante, del grado de ejecución alcanzado cuando se cierre el proceso.

En almacenamiento, los principales aspirantes son las centrales hidroeléctricas reversibles de Navaleo, Aguayo II, CHR Irene y PSP Conso II, todas ellas incluidas en la lista vigente. Aguayo II es la actuación más madura: plantea ampliar en 1.000 MW la central cántabra mediante cuatro grupos reversibles de 250 MW, conducciones y cavernas subterráneas, una capacidad diaria de almacenamiento de 6 GWh y una nueva conexión a la red de 400 kV. La instalación, que cuenta con 180 millones de euros del Mecanismo Conectar Europa, prevé entrar en funcionamiento a finales de 2030.

Fuera de la convocatoria eléctrica, pero dentro del proceso paralelo que Bruselas mantiene abierto para el hidrógeno, los electrolizadores y el CO₂, destacan el corredor H2Med —integrado por CelZa, la red troncal española de hidrógeno y el enlace submarino BarMar—, los almacenamientos subterráneos H2 Storage North-1 y North-2 y cinco grandes proyectos de electrólisis. También podría optar a conservar su condición europea Pycasso, la infraestructura planteada para transportar emisiones industriales españolas y francesas hasta un almacenamiento geológico en el sudoeste de Francia. Como posible incorporación nueva aparece el Hub COnet2 Norte, diseñado para recoger, licuar y exportar por barco CO₂ procedente de los polos industriales del norte de España, aunque sus promotores todavía no han confirmado públicamente la presentación de una candidatura.