A infraestrutura, Proxecto de Interese Común da UE, aumenta en 1.000 MW a capacidade de intercambio e integra ata 293 GWh máis de renovables ao ano.
O val do Miño foi escenario este 2 de xullo dunha data histórica para o sistema eléctrico peninsular. España e Portugal presentaron oficialmente en Arbo (Pontevedra) a posta en servizo da novena interconexión eléctrica bilateral entre os dous países, unha infraestrutura que consolida ao noroeste galego como eixo estratéxico da transición enerxética ibérica e europea. A cerimonia, con representantes dos gobernos dos dous Estados e dos operadores de rede Red Eléctrica —filial de Redeia— e Redes Energéticas Nacionais (REN) de Portugal, pon o ramo a un proceso que se iniciou hai anos e que atravesou múltiples trámites administrativos e ambientais.
A interconexión norte España-Portugal está declarada Proxecto de Interese Común (PIC) pola Unión Europea, o que recoñece o seu carácter estratéxico para a integración dos mercados eléctricos e a transición ecolóxica no continente. O punto de paso fronteirizo sitúase entre os concellos de Arbo (Pontevedra) e Monçao (Viana do Castelo), conectando os sistemas eléctricos a través das provincias de Ourense e Pontevedra en Galicia e o distrito de Viana do Castelo no norte de Portugal, no corazón da Eurorrexión Galicia-Norte de Portugal.
A nivel técnico, o proxecto incorpora na parte española as subestacións de Bearíz (400 kV) e Fontefría (400/220 kV), dúas novas liñas a 400 kV —unha de 30 km entre ambas subestacións e outra de 21,7 km entre Fontefría e a fronteira lusa— e, polo lado portugués, un tramo de aproximadamente 66 km ata a subestación de Ponte de Lima. Cómpre lembrar que en xaneiro de 2025, Red Eléctrica xa puxera en servizo a subestación de Fontefría, cun investimento de 21 millóns de euros executado en menos de 18 meses. A entrada en operación completa da interconexión hoxe representa o paso definitivo para o funcionamento integrado de toda a infraestrutura.
O investimento global do proxecto ascende a 55 millóns de euros. En termos de capacidade, a nova liña permite aumentar en 1.000 MW o intercambio bilateral, até alcanzar os 4.200 MW no sentido España-Portugal e os 3.500 MW no sentido Portugal-España. Segundo as estimacións de Red Eléctrica, a infraestrutura xerará aforros anuais de 22 millóns de euros para o sistema eléctrico, ao tempo que facilitará a integración de ata 293 GWh adicionais de enerxía renovable ao ano e reducirá as emisións de CO2 en 64 kilotoneladas anuais. Cifras que, sobre o papel, pintan un horizonte máis verde. Pero que esixen ser lidas con perspectiva crítica.
Desde unha óptica de soberanía enerxética galega, a infraestrutura ten lecturas contrapostas. Por un lado, reforza a posición de Galicia como territorio chave do hub enerxético do noroeste peninsular: a comunidade xa é un dos maiores produtores de enerxía eólica do Estado, e esta nova canle permite evacuar cara ao sur e cara a Portugal os excedentes renovables que de outro xeito se desperdiciarían por falta de capacidade de transporte. A integración de renovables é un obxectivo prioritario do Plan Nacional Integrado de Enerxía e Clima (PNIEC) e un mandato da UE para 2030.
Porén, o modelo de gobernanza desta infraestrutura non é neutro. A xestión recae en mans de grandes operadores privados ou semiprivados —Redeia e REN—, mentres as comunidades locais afectadas polo trazado —Covelo, A Cañiza, As Neves e Arbo— víronse inmersas nun proceso de expropiación de terreos que xerou tensión con propietarios e veciñanza. O Consello de Ministros español outorgou a autorización de construción en decembro de 2023, declarando a utilidade pública do proxecto e habilitando a ocupación dos terreos afectados, nun procedemento que non estivo exento de controversia a nivel local.
A escala eurorrexional, a nova liña reforza os lazos económicos e enerxéticos entre Galicia e o Norte de Portugal, dous territorios que comparten non só fronteira senón tamén un tecido industrial e pesqueiro moi entrelazado. A posibilidade de intercambiar enerxía limpia de forma máis fluída reduce a dependencia dos ciclos combinados de gas —sometidos á volatilidade dos mercados internacionais— e pode contribuír á estabilidade dos prezos para as familias e para o sector industrial galego, que sofre de forma especialmente intensa as oscilacións do mercado eléctrico ibérico (MIBEL).
O reto pendente é garantir que os beneficios desta infraestrutura non queden atrapados en balances de grandes corporacións, senón que se traduzan en tarifas máis xustas para a cidadanía e en apoio real á transición enerxética das comunidades rurais do interior de Pontevedra e Ourense, que cederon chan e paisaxe para que o noroeste sexa a autopista eléctrica da Península Ibérica.