El buque cablero NKT Victoria, que tendió los primeros 65 km de cable submarino en el lado vizcaíno, atracado en el puerto de Bilbao en julio de 2026.
Red Eléctrica ha empezado a tender los cables subterráneos de la interconexión con Francia por el Golfo de Bizkaia, 13 km de cable de alta tensión en corriente continua (HVDC) entre la futura estación conversora de Gatika y la costa de Lemoiz, donde enlazarán con el tramo submarino. Según la nota publicada por la compañía el 29 de octubre, la obra «alcanza ya el 70% en su conjunto», una cifra que Red Eléctrica no desglosa por tramos ni por país. El enlace elevará la capacidad de intercambio entre ambos países de 2.800 a 5.000 MW.
En el mar, el tramo vizcaíno ya está tendido por completo: el buque cablero Victoria, de la danesa NKT, instaló los primeros 65 km en agosto y el Monna Lisa de Prysmian otros 50 km en septiembre. Los tendidos seguirán frente a Gipuzkoa entre noviembre de 2026 y febrero de 2027 y terminarán en aguas francesas en el verano de 2027. En tierra, Red Eléctrica completó este verano el aterraje en Lemoiz, con cuatro perforaciones horizontales dirigidas de algo más de 1 km que salen al fondo marino a unos 500 m de la costa, y la conversora de Gatika ha terminado la obra civil y está en pleno montaje electromecánico. La compañía prevé además desmantelar dos líneas aéreas de 10 km entre Gatika y Lemoiz.
El proyecto, que Red Eléctrica y RTE desarrollan a través de su sociedad conjunta INELFE, tiene casi 400 km de trazado, unos 300 km de ellos submarinos y 80 km soterrados en Francia hasta la subestación de Cubnezais, cerca de Burdeos, y consta de dos enlaces de 1.000 MW cada uno. INELFE calcula que las pruebas podrán empezar a mediados de 2027 para poner la infraestructura en servicio en 2028.
España y Francia, con el mismo precio en el 36% del tiempo
La interconexión con Francia llega en un año en el que los dos mercados se han separado más. Según cálculos de Day-Ahead News a partir de OMIE y Energy-Charts, en 2026 (datos hasta el 30 de octubre) España y Francia solo han tenido el mismo precio en el mercado diario el 36,3% del tiempo, frente al 32,5% de 2024 y el 38,2% de 2025. Se consideran acoplados los periodos en que el precio español y el francés son idénticos al céntimo, comparando precios horarios hasta septiembre de 2025 y cuartohorarios desde octubre de 2025, cuando el mercado diario europeo pasó a periodos de 15 minutos. Por meses, el porcentaje ha oscilado entre el 13% de marzo de 2024 y el 57% de mayo de 2026. Que los precios coincidan indica que la interconexión no estaba congestionada en ese periodo, aunque no dice nada sobre el sentido ni el volumen de los flujos.
El cálculo también muestra un cambio de signo. En 2026, por primera vez en el periodo analizado, que arranca en 2024, España ha sido de media más barata que Francia: 83,13 €/MWh frente a 89,60 €/MWh, una diferencia de −6,46 €/MWh, cuando en 2024 y 2025 el mercado español fue de media 5,02 y 4,21 €/MWh más caro. La brecha media en valor absoluto también se ha ampliado, hasta 30,0 €/MWh, frente a 22,3 y 20,3 €/MWh en los dos años anteriores.
La capacidad real, por debajo de los 2.800 MW
Los 2.800 MW actuales, fruto de la duplicación que supuso en 2015 la línea soterrada Baixas–Santa Llogaia, son una capacidad nominal. La capacidad comercial que se ofrece al mercado cada día es menor: según cálculos de Day-Ahead News a partir de e·sios, la capacidad de intercambio diaria prevista de Francia a España promedió 2.700 MW en 2024, 2.563 MW en 2025 y 2.638 MW en 2026, y en sentido contrario 2.251, 2.501 y 2.378 MW. En junio de 2025 la de Francia a España cayó a una media de 1.470 MW.
Del 1,9% al 3,4%, lejos del objetivo europeo
Medida sobre la potencia instalada en la península, que en octubre de 2026 era de 148.186 MW, la interconexión con Francia equivale hoy al 1,9%, y subirá al 3,4% cuando entre en servicio Bizkaia, según cálculos de Day-Ahead News a partir de e·sios. La UE fijó un objetivo del 10% para 2020 y del 15% para 2030: alcanzarlos exigiría unos 14.800 y 22.200 MW con Francia. El ratio, coherente con el «~2%» que cita la CNMC en su informe sobre la planificación 2025-2030, ha bajado desde el 2,3% de diciembre de 2023 porque la potencia instalada crece más deprisa que la interconexión. El cálculo solo incluye Francia, ya que la conexión con Portugal no reduce el aislamiento de la península respecto al resto de la UE.
Los dos proyectos pirenaicos que deberían llevar la capacidad hasta 8.000 MW, un 5,4% de la potencia actual, siguen en estudio. ACER, en su informe de seguimiento de proyectos de interés común de 2025, fecha Navarra–Landes en diciembre de 2036 (antes, septiembre de 2029) y Aragón–Pirineos Atlánticos en diciembre de 2041, plazos que también recoge una pregunta en el Parlamento Europeo. Ninguna de esas fechas procede del Gobierno ni de Red Eléctrica.
De 1.750 a 3.100 millones de euros
La inversión prevista inicialmente era de 1.750 millones, pero la CNMC y su homóloga francesa, la CRE, la actualizaron el 2 de marzo de 2023 a 3.100 millones, 2.850 millones más un margen de riesgo de 250 millones. Red Eléctrica y RTE se reparten el coste al 50% hasta 2.390 millones; entre esa cifra y 2.700 millones, Red Eléctrica asume el 62,5% y RTE el 37,5%, y por encima vuelven al 50%. La UE aporta 578 millones del programa Mecanismo Conectar Europa (CEF), 350 para Francia y 228 para España, la mayor subvención de la UE a un proyecto energético de interés común según INELFE, y el Banco Europeo de Inversiones comprometió en junio de 2025 préstamos por 1.600 millones, de los que firmó una primera parte de 1.200 millones.
