La mayoría de las subestaciones eléctricas de Córdoba ya están al límite

La infraestructura eléctrica de la provincia de Córdoba atraviesa un momento crítico. La mayoría de sus subestaciones operan al límite de su capacidad y con severas restricciones para futuras ampliaciones, lo que supone un serio obstáculo para la instalación de nuevas industrias, el crecimiento urbano o el desarrollo de proyectos ligados a la transición energética.

La situación forma parte de un escenario de alcance nacional que quedó en evidencia el pasado 9 de septiembre de 2025, cuando los principales gestores de red de distribución, como Endesa Distribución, hicieron públicos por primera vez los mapas de capacidad de la red. Este hito histórico de transparencia responde a una circular y a una resolución del Gobierno que obligaban a publicar la saturación real de la red de distribución.

Los datos son contundentes: según los primeros resultados recopilados por la patronal, un 83,4% de los nudos en España ya están saturados, lo que impide directamente la conexión de nueva demanda. El desfase se explica, según el sector, por un aumento exponencial de solicitudes de acceso y conexión, frente a un ritmo inversor y unos criterios regulatorios que no han acompañado el crecimiento de la demanda en los últimos años.

En Córdoba, el panorama presenta una dualidad con claroscuros. Existen algunos puntos con capacidad firme disponible, como la subestación de La Lancha en la capital (147 MW a 132 kV) o Casillas (34 MW a 132 kV), que aún ofrecen oportunidades para nuevos proyectos. Sin embargo, la tónica general es la alta ocupación y las limitaciones severas. En la capital, las subestaciones Poniente (80 MW ocupados a 20 kV), Cruz de Juárez (50 MW a 20 kV) o Gran Capitán (40 MW a 20 kV) ya están prácticamente saturadas. En la provincia, el panorama no es más halagüeño: La Carlota (53 MW a 15 kV), Espejo (41 MW a 25 kV), Lucena (38 MW a 25 kV) o Villa del Río (34 MW a 25 kV) son solo algunos ejemplos de la lista de cuellos de botella.

El problema se agrava con la larga nómina de subestaciones que arrastran advertencias técnicas sobre su imposibilidad de crecer. El comentario repetido en los informes —“espacio insuficiente o posibles restricciones para su ampliación; dificultad para la conexión de una nueva posición o con coste muy elevado”— se repite en puntos estratégicos de la provincia. Entre ellos, Cárdenas en Cardeña,La Carlota, Jauja en Lucena, Peñarroya-Pueblonuevo, Priego de Córdoba, El Soldado en Villanueva del Duque, Villafranca, Villarrubia o en Villanueva de Córdoba.

Las consecuencias de esta situación son claras: menos capacidad para nuevas viviendas, más obstáculos para proyectos industriales, dificultades para integrar almacenamiento energético y frenos al despliegue de la movilidad eléctrica. En palabras del propio sector, la red puede convertirse en un auténtico “tapón” para el desarrollo económico y la sostenibilidad.

El mapa eléctrico cordobés también está en proceso de reestructuración, con cambios como la desaparición del nudo Cansinos en la capital (66 kV y 20 kV). Estos ajustes demuestran una gestión activa, pero insuficiente para responder a una demanda que crece a un ritmo muy superior al de las obras de refuerzo.

Desdela asociación de las grandes distribuidoras, se subraya la necesidad de un plan urgente de inversiones: más refuerzos, digitalización de la red, nuevas posiciones y mayor flexibilidad en los criterios técnicos. Todo ello exige un marco regulatorio estable y atractivo que eleve los límites actuales a la inversión y permita una planificación ágil. Sin embargo, las propuestas regulatorias presentadas por la CNMC en julio han sido recibidas con escepticismo, al no responder al nivel de urgencia que exige el sector.

Plan de inversión del Gobierno

El Gobierno ha presentado este viernes las líneas generales de la propuesta de Planificación de la Red de Transporte de Electricidad hasta 2030, que implica un volumen de inversión total de 13.590 millones de euros, un 62% más respecto a los 8.203 millones previstos en la planificación vigente en la actualidad (2021-2026), incluyendo 1.520 millones para interconexiones con la UE.

A ese incremento en la red de transporte, que se sumará a las inversiones de más de 20.000 millones que se esperan para ese mismo periodo en la red de distribución, se suma el levantamiento parcial de los límites de inversión al sector que las empresas llevan años reclamando.

Mediante un real decreto que se va a sacar a consulta este viernes, el incremento de esos topes, también del 62% y con vigencia hasta 2030, va a implicar una inversión hasta 2030 de 11.300 millones para las redes: 7.700 millones para la distribución y 3.600 millones para el transporte. El límite se aumenta lo mismo en ambas actividades porque la tasa de peticiones de conexión a la red y rechazos es similar en las dos.

Durante la presentación de la nueva planificación y del proyecto de real decreto por el que se regulan los planes de inversión de las redes de electricidad en un acto en Madrid, la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, ha explicado que la nueva planificación eléctrica permitirá dar respuesta a 27,7 gigavatios (GW) de nueva demanda en la red de transporte de electricidad, lo que multiplica por catorce la demanda prevista en la anterior planificación (2GW).

De esos 27,7 GW de demanda prevista, prácticamente la mitad, 13,1 GW, corresponden a hidrógeno verde; 9 GW a industria; 3,8 GW, a permisos a centros de datos “adicionales a los ya concedidos”, como ha explicado el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard; y 1,2 GW, a electrificación portuaria.

Este fuerte crecimiento también se produce en la red de distribución, con 5,3 GW. Por eso la propuesta plantea 422 ampliaciones de conexión (142 en la red de transporte para nuevos consumidores, 84 para agentes especiales, como ADIF y puertos, y 196 apoyos a la red de distribución).

Por el lado de la generación, hay peticiones por 60 GW de nueva eólica, el doble de lo previsto en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), otros 150 GW de fotovoltaica –cinco veces más que en el PNIEC– y más de 100 GW de almacenamiento, que multiplican por nueve las previsiones del PNIEC.

La propuesta plantea actuaciones de mejora en el 21% de la red “y nuevos ejes para cohesionar y vertebrar más el territorio, con especial incidencia en zonas rurales. Estos refuerzos, por otro lado, facilitarán la integración de las renovables y el almacenamiento previsto –incluidos 6,6 GW de hidroeléctrica reversible–, limitando los vertidos esperados al final de la década al 3,3%”, explica Transición Ecológica.

Aagesen ha explicado que en las próximas semanas empezarán las reuniones trilaterales con la dueña de la red de transporte, Red Eléctrica (REE) y, las comunidades autónomas para someter a audiencia la pública la nueva planificación, que deberá aprobar el Consejo de Ministros en los próximos meses.

“Incremento excepcional”

La vicepresidenta ha avanzado que el proyecto de real decreto de Límites de inversión en redes eléctricas que se someterá a consulta pública hasta el próximo 6 de octubre incluye ese “incremento excepcional” del límite de inversiones del 62% respecto a los vigentes en la actualidad, que en el transporte está fijado en el 0,13% del PIB y en distribución, del 0,065%.

Este aumento es una pieza más del puzzle que debe guiar la actividad de la distribución (un monopolio regional regulado), para la que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha propuesto una tasa de retribución financiera del 6,46%, frente al 5,58% vigente hasta ahora, que el sector cree insuficiente.