Una avería en la red eléctrica ha dejado sin suministro a cientos de clientes de Alcolea, en Córdoba, durante la tarde de este lunes, 19 de octubre. La incidencia se ha registrado en torno a las 14:30 horas y, según la información disponible, a las 14:45 horas todavía continuaban los trabajos para comprobar el origen y el alcance del problema.

La interrupción del suministro eléctrico ha motivado el desplazamiento de un equipo técnico hasta la zona afectada, donde los operarios están realizando comprobaciones para localizar la avería y trabajar en su resolución. Por el momento, la información facilitada identifica el incidente como una avería de media tensión (MT), aunque no se han detallado las causas concretas que han provocado el fallo en la red.

La interrupción se ha registrado a las 14:31 horas de este lunes, según los datos del aviso, y ha dejado sin servicio a los usuarios incluidos en el área afectada por la avería. En principio, se calcula que podrá restablecerse poco antes de las 17:00.

Por el momento, no han trascendido más detalles sobre las circunstancias que han originado la avería. Tampoco se ha especificado si la incidencia ha provocado otros problemas asociados al funcionamiento de la red eléctrica. La avería se centra en el casco urbano de Alcolea y, en principio, no afecta a las parcelaciones y urbanizaciones.

Córdoba ha incorporado 102,4 megavatios (MW) de nueva potencia de generación eléctrica renovable durante el primer semestre de 2026, alcanzando un total de 1.385,5 megavatios (MW) a 30 de junio de 2026. Esto representa el 7,1% del global instalado en Andalucía (19.518,4 MW), según los datos ofrecidos por la Consejería de Universidad, Industria, Energía e Innovación, a través de la Agencia Andaluza de la Energía, en su análisis energético semestral. 

La provincia destaca especialmente por el peso de la biomasa y la energía termosolar, tecnologías en las que concentra una parte significativa de la potencia renovable instalada en Andalucía. 

En concreto, Córdoba dispone de 81,1 MW de potencia eléctrica a partir de biomasa, distribuidos en ocho plantas, lo que supone el 29,6% de toda la potencia de biomasa instalada en Andalucía (274 MW). Estas instalaciones utilizan principalmente recursos procedentes del olivar, como orujo, orujillo, hoja y poda de olivo, aprovechando así recursos generados por una de las principales actividades económicas de la provincia. 

Córdoba también ocupa una posición destacada en energía termosolar, con seis plantas en funcionamiento que suman 299,8 MW, el 30,1% de la potencia termosolar instalada en la región. Tres de estas instalaciones se encuentran en Palma del Río, dos en El Carpio y una en Fuente Palmera, esta última equipada con almacenamiento, lo que permite disponer de energía más allá de las horas de radiación solar. 

Siguiendo con la energía solar, la provincia cuenta con 885,4 MW de potencia fotovoltaica, que representa el 6,4% del total andaluz (13.818,8 MW). De ellos, 242,7 MW corresponden al autoconsumo, con cerca de 22.000 instalaciones conectadas, a fecha 30 de junio, que permiten a hogares, empresas y otros consumidores producir parte de la electricidad que necesitan, reduciendo su dependencia de la red. 

Junto a estas tecnologías, Córdoba dispone de 116,1 MW hidroeléctricos, el 18,2% de la potencia hidroeléctrica instalada en Andalucía (639,5 MW), distribuidos en 15 centrales en funcionamiento en las localidades de Adamuz, Almodovar del Rio, Baena, El Carpio, Córdoba, Hornachuelos, Lucena, Montoro, Puente Genil y Villaviciosa de Córdoba. 

El aprovechamiento de recursos locales se traslada también al uso del biogás, con dos plantas con una potencia total de 3,1 MW. 

Distribución del parque renovable de Andalucía

El parque renovable de Andalucía se distribuye de la siguiente forma: la tecnología solar (fotovoltaica y termosolar) concentra 14.816,2 MW, el 70,8% y 5,1%, respectivamente, del mix renovable. La eólica ocupa el segundo lugar con 3.744,6 MW y supone el 19,2% de la potencia total renovable. Le siguen las centrales hidráulicas con 639,5 MW (3,3%); y las plantas de generación eléctrica con biomasa y biogás que suman 313,6 MW a los que se añaden otros 4,5 MW de potencia oceanotérmica (1,6%).  

Toda esta información puede consultarse mediante las aplicaciones Infoenergía y el Mapa de infraestructuras energéticas de Andalucía - MIEA , así como en el informe Plantas de generación e infraestructuras energéticas de Andalucía, que la Agencia Andaluza de la Energía pone a disposición de la ciudadanía a través de su web.  

El Consejo de Ministras y Ministros ha autorizado la licitación de seis contratos de concesión de obras para la construcción y explotación de ocho nuevas áreas de servicio en la Red de Carreteras del Estado (RCE) dotadas de estación de recarga ultrarrápida para vehículos eléctricos. El valor estimado de dichos contratos asciende a 611,9 millones de euros (IVA no incluido). Una de estas áreas estará ubicada en la Autovía del Sur A-4 en Montoro (Córdoba).

La litación, que se divide en seis lotes, contempla obras para construir ocho áreas de servicio en la A-2, A-3, A-4, AP-7 y A-8 en La Caridad (Asturias), Penagos (Cantabria), Calatayud (Zaragoza), Montoro (Córdoba), Perales de Tajuña (Madrid), Saelices (Cuenca), Algemesí (Valencia), y La Roca del Vallés (Barcelona). Cinco de estas áreas serán dobles, una en cada margen. Las ubicaciones seleccionadas son terrenos de titularidad estatal que se encontraban infrautilizados y se ponen a disposición para agilizar el desarrollo de estas nuevas áreas.

Dichas áreas constituyen el programa piloto del Ministerio de Transportes y Movilidad Sostenible para la implantación de infraestructura de recarga en la Red de Carreteras del Estado. La iniciativa se alinea con los objetivos de reducción de emisiones del transporte y contribuye al cumplimiento del Reglamento (UE) 2023/1804 sobre la implantación de infraestructuras para combustibles alternativos (AFIR).

El principal objetivo de este programa piloto es contribuir a la descarbonización del sector del transporte, catalizar la inversión privada en infraestructuras de recarga eléctrica proporcionando un marco estable para la instalación y explotación de puntos de recarga, y mejorar la oferta de servicios al usuario en las carreteras del Estado.

El programa se despliega mediante contratos de concesión de obras, los cuales comprenden la redacción de los correspondientes proyectos de construcción, que deberán ser aprobados por la Dirección General de Carreteras, así como la financiación y ejecución por el adjudicatario de las obras. Tras ello, podrá explotar las instalaciones del área de servicio durante el plazo concesional, entre 20 y 25 años, a cambio del pago de un canon a la Administración.

Luz verde a seis contratos de concesión de obras

El valor estimado de los seis contratos de concesión de obras, correspondientes a los seis lotes, asciende a 611,9 millones de euros (IVA no incluido), de los cuales unos 78 millones de euros (IVA no incluido) se corresponden con la construcción de las áreas de servicio (denominadas obras de primera implantación).

En concreto, los presupuestos estimados para la construcción de las áreas de servicio (obras de primera implantación) a realizar por el adjudicatario, divididos por lotes, son los siguientes (IVA incluido):

 Lote 1: abarca dos áreas de servicio.

Lote 2: abarca dos áreas de servicio.

Lote 3

Lote 4

Lote 5

Lote 6

El presidente de la Diputación de Córdoba, Salvador Fuentes, ha valorado de forma positiva el anuncio del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco) sobre la inclusión del eje de 400 kV entre Maguilla-Peñarroya-Lancha y una subestación en Peñarroya-Pueblonuevo en la propuesta de Planificación de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2025-2030, una infraestructura que, según ha apuntado, “era vital para la zona norte de la provincia, ya que permite aumentar la capacidad de desarrollo de las comarcas de Los Pedroches y el Guadiato”, a la vez que ha pedido al Gobierno que “atienda el resto de alegaciones”.

En este contexto, Fuentes ha reconocido que la inclusión del eje que afecta al norte de la provincia “abre expectativas muy importantes para el empleo y el crecimiento de nuestra tierra, fruto del trabajo de reivindicación colectiva que hemos realizado desde la Diputación, los ayuntamientos, la Junta de Andalucía y los agentes económicos y sociales”. En este sentido ha añadido que la rectificación del Gobierno central “es un reconocimiento a una necesidad inaplazable que, junto con el agua, marca el futuro de nuestra provincia”.

Fuentes, no obstante, ha reclamado que “se atienda el resto de alegaciones” que presentó la Diputación de Córdoba, entre las que estaban la repotenciación del eje Carmona-Villanueva del Rey-Almodóvar-Casillas-Lancha, junto con una nueva subestación en Lancha, “que es vital para todo el desarrollo industrial de la provincia en torno a la Base Logística”.

En definitiva, ha dicho, se trata de “un punto de partida fundamental pero ahora toca pasar del anuncio a los hechos, necesitamos concreción en los plazos y garantías”, ha apuntado el presidente de la institución provincial.

Por su parte, el alcalde de Córdoba, José María Bellido, ha valorado este jueves que “desde el Gobierno de España se han atendido las peticiones y reclamaciones que se hacían desde la Junta de Andalucía” para la inclusión del eje Maguilla-Peñarroya y su subestación como proyecto preferente en la Planificación Eléctrica 2025-2030, algo que “se incorpora ahora mismo en el papel, que siempre es el antecedente, y que luego se ejecute la actuación en sí misma”.

En declaraciones a los periodistas, el regidor ha resaltado que es “una magnífica noticia, porque eso es un condicionante sin el cual, lo hemos advertido en muchas ocasiones, no se podría seguir creciendo, porque llega un punto en el que la capacidad eléctrica es limitativa”. “Si no hay capacidad eléctrica, por mucha atracción de empresas que se hagan, no pueden trabajar”, ha remarcado.

Por tanto, el primer edil ha abundado en que “es una magnífica noticia” y se ha alegrado “mucho de que sea así”, a la vez que ha felicitado también a la Junta de Andalucía, “porque ha peleado desde primera hora que esto fuera así”.

En este sentido, Bellido ha señalado que “cuando se hacen bien las cosas por parte de la Junta de Andalucía, que lo ha reclamado, y se atienden esas reclamaciones por el Gobierno de España, son magníficas noticias”.

El delegado de la Junta en Córdoba, Adolfo Molina, ha celebrado este jueves la inclusión del eje Maguilla-Peñarroya y su subestación como proyecto preferente en la Planificación Eléctrica 2025-2030, una decisión que ha calificado como “una magnífica noticia para Córdoba, especialmente para el Guadiato y Los Pedroches”, y ha reclamado al Gobierno central que concrete su presupuesto.

En una nota, Molina ha destacado que este logro es fruto del “diálogo y el rigor” y del trabajo conjunto de la Junta con ayuntamientos, Diputación, empresarios y sindicatos, que permitió presentar unas “enmiendas técnicas impecables” cuando el proyecto estaba inicialmente fuera de la planificación.

“Andalucía ha hecho los deberes en renovables como nadie a nivel nacional y es justo que nuestros proyectos sean ahora prioritarios”, ha señalado.

El delegado ha subrayado que ahora hay que “pasar de la planificación a la realidad” y ha reclamado al Gobierno de España que “informe cuanto antes sobre la previsión presupuestaria concreta para esta infraestructura y el calendario real de ejecución”.

“Llevamos tres años sin Presupuestos Generales del Estado y, por eso, es fundamental saber cómo se va a financiar este proyecto, qué partida económica está prevista y cuáles son los plazos reales. Desde la máxima lealtad institucional, pedimos esa información porque Córdoba necesita certezas”, ha afirmado.

Molina ha reiterado el compromiso de la Junta para agilizar su parte de la tramitación, asegurando que “vamos a trabajar para simplificar y agilizar al máximo todos los trámites que dependan de nosotros. Queremos ser aliados para que la burocracia sea cero y las obras empiecen cuanto antes”.

Más de 1.200 kilómetros en Andalucía

En el caso de Andalucía, la nueva propuesta del Ministerio prevé construir 19 nuevos parques de subestaciones y actuaciones en la mayoría de los existentes, así como la construcción de 1.283 Km de líneas, a los que se añade la repotenciación de otros 651 Km de tendidos para incrementar su capacidad.

Además, se consideran preferentes varios ejes que conectan la Comunidad con Extremadura, Castilla-La Mancha, el eje Sur-Levante-Aragón, el refuerzo de la red en Jaén y actuaciones para mejorar la estabilidad del sistema con nuevos equipos, como 10 reactancias o dos compensadores síncronos.

En conjunto, el MITECO plantea atender una demanda adicional de 5 GW en la red de transporte, a la que se añadirá la capacidad de acceso que aflore en las redes de distribución. La industria, incluyendo la producción de hidrógeno, es la gran protagonista, con el 70% de las demandas cubiertas; el resto corresponde a nuevos desarrollos de vivienda, descarbonización de puertos y red ferroviaria, electrificación del transporte…

También está previsto aumentar la capacidad de acceso destinada a la generación renovable en más de 8 GW, principalmente para instalaciones eólicas y solares, a las que se añade 1 GW adicional para almacenamiento, incluyendo nuevas centrales hidroeléctricas reversibles.

El MITECO lanzó a pública audiencia la Propuesta inicial de desarrollo de la red de transporte con horizonte 2030 en octubre de 2025, para cubrir las necesidades del país y cumplir los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2023-2030, otorgando prioridad a los proyectos industriales. Planteaba una inversión de 13.600 millones, con vistas a atender 27,7 GW de peticiones de acceso para demanda desde la red de transporte, destinadas a proyectos industriales, vivienda, hidrógeno verde, electrificación ferroviaria y portuaria…

Tras el análisis de las alegaciones recibidas, el MITECO ha diseñado una nueva Propuesta que prevé una inversión superior a los 17.000 millones, un 144% por encima de los 6.964 millones originales de la vigente Planificación con horizonte 2026, y muy lejos del volumen de inversión de otras planificaciones anteriores.

En el nuevo texto las posiciones de la red de transporte para atender nuevas demandas en la red de distribución han crecido un 52%, hasta alcanzar las 300, y las posiciones para consumo directo en transporte han crecido un 12%, hasta las 162. Igualmente, se han incrementado un 75% las posiciones previstas para ejes ferroviarios y electrificación de puertos, hasta alcanzar las 59.

También ha aumentado el número de parques de subestaciones un 17%, hasta las 193, así como la longitud de las líneas eléctricas previstas, que se eleva un 11% hasta los 6.706 kilómetros, a lo que se añade un incremento del 6% de las redes existentes repotenciadas, hasta los 8.164 kilómetros.

El delegado de Universidad, Industria, Energía e Innovación de la Junta en Córdoba, Agustín López, ha mantenido una reunión de trabajo con el presidente de la Confederación de Empresarios de Córdoba (CECO), Antonio Díaz, para abordar la situación actual de la industria cordobesa y analizar los principales retos y oportunidades que afronta la provincia en materia de desarrollo económico e industrial, y en este contexto ha reclamado al Gobierno central una planificación eléctrica que garantice inversiones y empleo.

Durante el encuentro, ambas instituciones han coincidido en destacar el momento de crecimiento que atraviesa la economía cordobesa, impulsada por el aumento de la actividad industrial, la llegada de nuevas inversiones y el fortalecimiento de la capacidad exportadora de las empresas de la provincia.

En este sentido, López ha subrayado que Córdoba cuenta con “motivos para mirar al futuro con optimismo”, respaldados por indicadores que reflejan la fortaleza del tejido productivo provincial. Entre ellos, ha destacado el récord alcanzado por las exportaciones cordobesas, que han sumado 2.310 millones de euros en los siete primeros meses de 2026, lo que supone un incremento del 7,2 % respecto al mismo periodo del año anterior y sitúa a la provincia cerca del 9 % del total de las exportaciones andaluzas.

El delegado ha señalado que estos resultados evidencian el potencial de Córdoba para seguir atrayendo inversiones y consolidando proyectos empresariales, especialmente en sectores estratégicos vinculados a la industria, la logística y la innovación. No obstante, el responsable de Industria de la Junta ha advertido de la necesidad de disponer de las infraestructuras energéticas necesarias para que ese crecimiento pueda mantenerse en el tiempo.

A este respecto, ha reiterado la reivindicación de la Junta de Andalucía para que el Gobierno de España apruebe de forma definitiva la planificación de la red de transporte eléctrico correspondiente al horizonte 2025-2030, una infraestructura considerada estratégica para el desarrollo económico de la provincia. “La planificación eléctrica prevista para 2030 continúa sin responder a las necesidades de Córdoba”, ha indicado López.

El delegado ha recordado que la propuesta trasladada por la Junta contempla inversiones por valor de 157 millones de euros en la provincia de Córdoba y presta especial atención a la ejecución de la línea eléctrica de 400 kilovoltios que conectaría las subestaciones de Maguilla, Peñarroya y Lancha, “un eje fundamental para garantizar el suministro energético de zonas con elevado potencial industrial y logístico, entre ellas el entorno de la Base Logística del Ejército de Tierra”.

Según ha explicado, la disponibilidad de capacidad eléctrica resulta imprescindible para facilitar la implantación de nuevos proyectos empresariales, favorecer la competitividad industrial y aprovechar las oportunidades de crecimiento que actualmente se están generando en Andalucía. “Si queremos más industria, más inversión y más empleo, necesitamos una red eléctrica que esté a la altura de las necesidades de Córdoba”, ha señalado.

Además, ha insistido en la necesidad de resolver cuanto antes esta planificación para evitar que proyectos industriales estratégicos puedan verse condicionados por la falta de infraestructuras energéticas adecuadas. El delegado ha valorado especialmente la colaboración que mantienen la Junta de Andalucía y las organizaciones empresariales cordobesas para impulsar el desarrollo económico de la provincia, destacando la coincidencia existente en el diagnóstico sobre las necesidades del sector industrial.

En este sentido, ha recordado el respaldo mostrado por CECO, la Cámara de Comercio, las organizaciones sindicales, la Diputación de Córdoba y la propia Junta a favor de las infraestructuras eléctricas necesarias para el crecimiento de Córdoba.

Por su parte, el presidente de CECO, Antonio Díaz, ha reiterado el apoyo del empresariado cordobés a aquellos proyectos industriales y energéticos que cumplan estrictamente con la normativa vigente, destacando especialmente “las oportunidades que representan las inversiones vinculadas a las plantas de biomasa, biometano y biogás para la economía circular y el aprovechamiento de recursos procedentes de sectores como el olivar o la ganadería”.

Tamibién ha defendido la necesidad de “acelerar proyectos logísticos e infraestructuras clave para la provincia” y ha vuelto a reclamar “una solución definitiva a las necesidades de suministro eléctrico”, al considerar que la disponibilidad energética constituye un factor determinante para atraer nuevas inversiones.

Díaz ha puesto como ejemplo el creciente interés empresarial por Córdoba, reflejado en iniciativas industriales de gran relevancia actualmente en desarrollo, así como en el impacto que está generando la futura Base Logística del Ejército de Tierra, como polo de atracción para empresas nacionales e internacionales.

Tanto la Junta de Andalucía, como CECO han coincidido en señalar que “la provincia se encuentra en un momento especialmente favorable para la captación de inversiones, con proyectos vinculados a la industria manufacturera, la tecnología, la logística y la defensa, además de un comportamiento económico que sitúa a Córdoba entre los territorios con mejores perspectivas de crecimiento”.

En este contexto, ambas partes han apostado por seguir reforzando la colaboración institucional y empresarial, “para consolidar las oportunidades de desarrollo que se están generando en la provincia y garantizar que Córdoba disponga de las infraestructuras energéticas y logísticas necesarias para aprovechar todo su potencial industrial”.

La Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha dado luz verde a la autorización administrativa previa y de construcción para la ampliación de la subestación de Cabra en el parque de 400 kV. Esta resolución va dirigida a Red Eléctrica de España y da validez a un proyecto estratégico que viene a reforzar la seguridad y la calidad del suministro en un punto de la provincia de Córdoba donde va a tener un intenso incremento de electricidad en un plazo corto-medio de tiempo.

Tal y como aparece en el Boletín Oficial del Estado (BOE) y que ha podido comprobar este periódico, la actuación consiste en la instalación de un compensador síncrono de 250 MVA de potencia nominal y una inercia de seis segundos junto con el equipamiento de su posición asociada. La obra se encuentra incluida en la actualización del Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2021-2026, aprobada por el Consejo de Ministros.

La ejecución del proyecto ha sido declarada de carácter urgente por su importancia, lo que ha permitido reducir los plazos de tramitación a la mitad y eximirla del trámite de evaluación de impacto ambiental por realizarse sobre una subestación ya en servicio. El expediente ha contado con informes favorables de organismos como la Confederación Hidrográfica del Guadalquivir, la Agencia Estatal de Seguridad Aérea y los ayuntamientos de Cabra y Lucena. Tras esta resolución, Red Eléctrica de España dispondrá de un plazo de 24 meses para solicitar la autorización de explotación.

Una actuación en un punto de especial tensión

Este refuerzo de la infraestructura pública responde de forma directa al intenso desarrollo de energías limpias en dicha zona de la provincia de Córdoba. En este ámbito destaca la planta fotovoltaica 'Cabra 0', promovida por la firma Nueva Era Solar M&D IV SL, cuyas infraestructuras de evacuación fueron declaradas de utilidad pública por el Gobierno central. El crecimiento de estos grandes parques solares requiere reforzar los nudos de transporte para absorber la inyección de energía sin comprometer la estabilidad del sistema.

El proyecto de 'Cabra 0' se sitúa como la mayor instalación fotovoltaica de la provincia de Córdoba, con una potencia de 226,44 MW y más de 560.000 módulos solares repartidos entre Montemayor, Espejo, Castro del Río y Cabra. Para conducir su producción hasta la red general, la promotora proyectó la construcción de la subestación 'Cabra Promotores 30/400 kV', la subestación seccionadora 'Nudo Cabra 400 kV' y sus correspondientes líneas de alta tensión.

Técnicamente, ambos proyectos se conectan en el mismo punto estratégico a 400 kV. Mientras las subestaciones privadas de evacuación recogen la electricidad limpia generada por el parque solar y la elevan de tensión, la subestación pública de Red Eléctrica de España en Cabra actúa como el nudo receptor que la integra en el sistema de transporte nacional.

La Gerencia Municipal de Urbanismo (GMU) del Ayuntamiento de Córdoba ha emitido este viernes la concesión de la licencia de obras y la autorización de ocupación de terrenos de uso público para instalar un poste de luz. La resolución administrativa llega apenas 24 horas después de que la empresa local Mantenimientos y Montajes Córdoba (MAM) denunciase públicamente haberse quedado sin suministro eléctrico tras meses de parálisis burocrática. Dicho post de Linkedin ya ha sido borrado por la organización.

La compañía se ha visto obligada a alquilar grupos electrógenos de urgencia para evitar el parón total de su actividad y proteger el empleo de sus 46 trabajadores directos. El corte de suministro por parte de Endesa se produjo tras concluir el plazo legal de fin de obra sin poder formalizar el contrato definitivo debido a la falta del permiso municipal. Según denunció la propia firma, la solicitud acumulaba nueve meses de espera en las dependencias municipales desde su registro inicial en diciembre del año pasado.

En cuanto a las especificaciones técnicas contempladas en la resolución, a la que ha tenido acceso este periódico, la obra aprobada cuenta con un presupuesto de ejecución material de 1.012,07 euros y un plazo estimado de realización de 30 días. El proyecto, contempla una superficie afectada de 1,50 metros cuadrados y el retensado de un tendido aéreo de 55 metros de longitud.

Asimismo, el condicionado fijado por Urbanismo exige la coordinación previa con la Unidad de Pavimentación para el correcto sellado de zanjas y la reposición del firme asfáltico afectado. Además, la empresa deberá recabar una autorización de corte de tráfico ante el Departamento de Movilidad si las obras afectan a la calzada o al estacionamiento, así como notificar el inicio de los trabajos al vigilante de la Oficina de Vía Pública.

Esta aprobación administrativa desbloquea la situación operativa de la empresa cordobesa justo después de que el concejal de Izquierda Unida, José Carlos Ruiz, anunciase que llevaría la “negligencia burocrática” al próximo Pleno municipal para exigir responsabilidades al equipo de gobierno.

El alcalde de Espejo ha manifestado su propio malestar y el del Ayuntamiento tras el corte de suministro eléctrico que sufrió el municipio durante el pasado miércoles. A través de un comunicado oficial, el dirigente ha exigido responsabilidades y explicaciones detalladas a la distribuidora e-distribución -del grupo Endesa- ante una interrupción de servicio que se prolongó por unas ocho horas.

El apagón generalizado comenzó a las 10:44, dejando a la totalidad de la localidad a oscuras. Durante el incidente, la compañía eléctrica no aclaró de forma inmediata el origen del fallo, estimando que los trabajos de reparación se extenderían hasta las últimas horas de la tarde.

La falta de corriente generó que únicamente pudieron mantener el servicio las instalaciones y viviendas dotadas con sistemas de autoconsumo fotovoltaico. Tal y como explica el alcalde, los vecinos tuvieron que soportar temperaturas extremas en el interior de sus hogares sin posibilidad de encender los sistemas de aire acondicionado, al tiempo que se enfrentaban al riesgo inminente de que los alimentos de sus frigoríficos terminasen por descongelarse y perderse.

Desde el Ayuntamiento se ha hecho especial hincapié en que este tipo de incidentes no pueden ser asumidos como algo normal en el municipio. En dicho texto, el alcalde ha advertido que el corte de energía ha acarreado notables perjuicios a familias, comercios locales, empresas y autónomos. Asimismo, ha puesto el foco sobre la especial vulnerabilidad en la que quedaron las personas de avanzada edad, los dependientes y aquellos vecinos que requieren de tratamientos médicos o dispositivos eléctricos de soporte vital.

Ante los hechos, el Consistorio ha reclamado a Endesa un plan de inversiones urgente en las infraestructuras eléctricas de la zona para garantizar la calidad y la continuidad del suministro. Esta exigencia llega después de que el vecindario de Espejo llevara ya varios días reportando problemas continuados en la red, consistentes en molestos microcortes de luz y caídas de tensión eléctrica.

Para canalizar las quejas de los afectados y defender sus derechos, el Ayuntamiento ha anunciado la habilitación de un canal de reclamaciones para particulares, establecimientos comerciales y empresas damnificadas. El modelo oficial para tramitar estas protestas por los daños materiales y económicos sufridos estará disponible para su entrega en las dependencias municipales durante toda la semana próxima, en horario de 9:00 a 13:00.

La práctica totalidad del municipio de Espejo está sin suministro eléctrico desde las 10:44 de este miércoles, en plena ola de calor en la Campiña de Córdoba. Según fuentes de la compañía Endesa, el problema está en un avería sobre la que se está trabajando. Se estima que sobre las 21:45 regresará el servicio al municipio, según las fuentes.

El apagón se ha producido en Espejo después de varios días sufriendo microcortes y caídas de tensión, según han reportado a este medio varios vecinos. En el pueblo solo disfrutan de suministro eléctrico aquellas viviendas o instalaciones que cuentan con sistemas de autoconsumo, como energía fotovoltaica.

El suceso ha provocado un gran malestar entre los vecinos, especialmente por sufrirlo en una tarde con temperaturas tan altas donde se corre el riesgo de que muchos frigoríficos se descongelen. Los vecinos también reportan la situación insoportable en viviendas que no pueden ser refrigeradas por sistemas de aire acondicionado.

El día que la provincia de Córdoba registró el pico de demanda de electricidad más alto de lo que va de verano fue el pasado 5 de agosto con 666,72 MW, según los datos facilitados por Endesa a preguntas de Europa Press. En la comparativa con el verano de 2025, la mayor demanda de energía este año ha sido más baja, ya que el 18 de agosto del año pasado se llegó a 711 MW.

A nivel de la comunidad autónoma, Andalucía tuvo su pico de demanda de electricidad más alto este verano el pasado 30 de julio, a las 21,49 horas, con 7.455 MW de demanda, coincidiendo en ese momento con la cuarta ola de calor consecutiva. Esta demanda, sin embargo, queda lejos de los 8.377 MW demandados en enero de 2009 en Andalucía. En junio, en Andalucía, el día con mayor demanda de electricidad fue el 22 con 7.101 MW y en agosto, el 13, con 7.400 MW.

Por provincias, la de Málaga batió su récord histórico ese 13 de agosto, con 1.517 MW de demanda a las 22:05. Esta cifra, no obstante, está lejos de la demanda más alta de las provincias andaluzas, registrada en Sevilla el 2 de julio a las 20:49, con 1.818 MW. Los datos también reflejan que Sevilla repite en 2026 como la provincia con el pico de demanda más alta en verano, ya que en 2025 el 13 de agosto se situó en 1.970 MW.

Por provincias, el día con mayor demanda de electricidad en Almería fue el 23 de junio, con 694 MW; en Cádiz, el 19 de agosto, con 1,028 MW; en Córdoba, el 5 de agosto, con 666,72 MW; en Granada, el 22 de julio, con 727 MW; en Huelva, el 6 de julio, con 665 MW y en Jaén, el 19 de agosto con 462 MW.

La demanda del verano de 2025

En el verano de 2025, el mes que concentró el mayor número de días con picos de demanda de electricidad fue agosto. En el caso de Almería, la jornada como mayor demanda fue el 19 de agosto con 680 MW; en Cádiz, el 18 con 1.074 MW; en Córdoba, también el 18 de agosto con 711 MW; en Granada, el 20 de junio con 684 MW; en Huelva, el 11 de agosto con 679 MW; en Jaén, el mismo día con 431 MW; en Málaga, el 18 de agosto con 1.413 MW y en Sevilla, el citado 13 de agosto con 1.970 MW.

La demanda histórica de electricidad indica el registro acumulado del consumo de energía y la potencia requerida por la sociedad a lo largo del tiempo, por lo que sirve como indicador tanto de la actividad económica como social y climática de un territorio.

Andalucía ha recuperado la posición, que ya tuvo en 2023, de segunda comunidad autónoma en generación de energía eléctrica con 36.970 GWh, frente a los 30.461 GWh que crearon en 2024 y que le hicieron descender al cuarto puesto, siguiendo los últimos datos anuales de Red Eléctrica Española (REE) recogidos por la comercializadora Unieléctrica. Este aumento de producción se ha debido en gran parte a una mayor generación en renovables (especialmente en fotovoltaica, que aumentó en unos 2.200 GWh hasta los 13.253 GWh) y, sobre todo, a un considerable incremento con fuentes no renovables, en especial de ciclo combinado, que generó un 72% más que en el mismo periodo anterior, alcanzando los 10.840 GWh en 2025.

Sin embargo, Andalucía sigue siendo ‘deficitaria’ al crecer también su demanda de electricidad hasta los 39.789 GWh en el último año completo del que hay cifras, un consumo en el que la comunidad autónoma también es la segunda de España, por lo que en 2025 tuvo que ‘importar’ desde otros puntos del país 2.819 GWh. Es un caso similar al de Cataluña, primera en producción pero también primera en consumo, lo que hace que al final el saldo también sea negativo. En Andalucía, eso sí, se ha revertido la tendencia de los últimos años en el que el ‘déficit’ de GWh no hacía más que ascender con 2.967 GWh en 2022, que pasaron a 6.727 GWh en 2023 y a 8.075 GWh en 2024, según el último análisis comparativo de Unieléctrica con datos de la REE al 1 de enero de 2026.

El estudio de Unieléctrica de comunidades autónoma y su evolución en el consumo y producción de electricidad, y sin contar el autoconsumo (que según la Unión Española Fotovoltaica y la Fundación Renovables ya supone un 4,1% de la demanda nacional, un 5,2% para la REE), constata que Andalucía es con esos 2.819 GWh la sexta comunidad autónoma en ‘déficit’ eléctrico entre lo que produce en su propio territorio y lo que consume.

En este aspecto, la lista la encabeza de nuevo Madrid al generar solo el 4,3% de lo que demanda, aumentando incluso su ‘importación’ de electricidad de 26.174 GWh al cierre de 2023 a 26.273 GWh (2024) y a 27.634 GWh en 2025.

Le sigue la Comunitat Valenciana con un ‘déficit’ en ascenso de 8.611 GWh en 2023, 11.404 GWh en 2024 y 13.053 GWh en 2025. El País Vasco es la tercera comunidad en depender de la electricidad producida fuera de su territorio manteniéndose en el último año completo del que hay datos en 9.987 GWh, cifras ligeramente superior a la de ejercicios anteriores.

La cuarta comunidad autónoma en déficit eléctrico es Cataluña, que en 2023 ‘importó’ 5.942 GWh para pasar a 6.603 GWh en 2024 y reducir ligeramente esta cifra hasta los 6.239 GWh en 2025. La baja producción eléctrica en Cantabria hace que también sea deficitaria esta comunidad autónoma, que pasó de importar 1.868 GWh en 2023 a 3.211 GWh en 2024 hasta los últimos 3.448 GWh de 2025.

Como ya se ha adelantado, Andalucía es la sexta comunidad autónoma en ‘déficit’ eléctrico, aunque reduciéndolo sensiblemente; e Islas Baleares la séptima en 2025, con 1.535 GWh, cifra similar a las de 2023 (1.426 GWh) y 2024 (1.580 GWh), recoge Unieléctrica con datos de REE.

La Región de Murcia también demanda algo más de lo que consume, 891GWh, acortando en 2025 el ‘déficit’ que llegó a ser de 1.140 GWh el año anterior. Todo ello desde 2023, en donde casi estaba en equilibrio con un saldo negativo de 177 GWh.

Las Islas Canarias, lógicamente al tratarse de un sistema ‘cerrado’, produjo tanto como demandó: 8.898 GWh en 2025, prácticamente igual que los 8.896 GWh de 2024 y algo más que el año anterior (8.750 GWh).

Las que producen más de lo que consumen

La lista de las comunidades autónomas ‘exportadoras’ de energía la sigue encabezando Extremadura con mucho, concretamente con un ‘superávit’ de 26.345 GWh en todo 2025, casi igual que los 26.307 GWh de 2024 y sensiblemente por encima de los 24.961 GWh de 2023.

Le siguen Castilla-La Mancha con 18.088 GWh (17.021 GWh en 2023 y 18.672 GWh en 2024), así como Castilla y León aumentando gracias a las renovables su ‘exportación’ eléctrica a 16.762 GWh desde los 13.910 GWh de 2024 y los 13.241 GWh en 2023.

Aragón, por su parte, ‘exportó’ a otras CCAA y al extranjero 11.706 GWh, algo menos que los 11.900 GWh de 2024 y que los 12.556 GWh de 2023. Galicia sigue como quinta exportadora eléctrica con 7.182 GWh, pero bajando de los 9.207 GWh de ‘superávit’ en 2024 y los 10.906 GWh en 2023).

Navarra, en sexto lugar, aumentó sus ‘exportaciones’ eléctricas en 2025 a 2.133 GWh desde los 1.717 GWh de 2024 y los 2.464 GWh el año anterior; y cierra la lista de las comunidades que producen más que consumen La Rioja, aunque acercándose al equilibrio con 337 GWh desde los 427 GWh de 2024 y los 650 GWh en 2023.

Todo ello en un año en donde, siguiendo el análisis de Unieléctrica con datos de la REE, el cómputo total de la demanda de energía en España creció (sin contar el autoconsumo) un 2,8%, hasta los 256.086 GWh, mientras que la producción se elevó a 272.200 GWh, con un superávit para exportación al extranjero de 16.114 GWh.

En cifras absolutas, la mayor producción eléctrica anual corresponde de nuevo a Cataluña con 38.399 GWh, seguida de Andalucía, que sube dos puestos (36.970 GWh), Extremadura (31.328 GWh), Castilla-La Mancha (30.612 GWh), Castilla y León (30.260 GWh); Aragón, ascendiendo un puesto (22.366 GWh), Galicia (21.298 GWh), Comunidad Valenciana (14.716 GWh), Canarias (8.898 GWh), Murcia (8.687 GWh), Asturias (7.775 GWh), Navarra (7.007 GWh), País Vasco (5.056 GWh), Islas Baleares (4.778 GWh), La Rioja (1.908 GWh), Comunidad de Madrid (1.242 GWh) y Cantabria (448 GWh). Las ciudades autónomas de Ceuta y Melilla consumen prácticamente lo mismo que producen: 206 GWh la primera y 227 GWh al año en el caso de Melilla.

Endesa ha abierto, en los seis primeros meses del año, un total de 2.008 expedientes por fraude en la provincia de Córdoba, es decir, 11 expedientes de fraude diarios. Todos estos fraudes supusieron la defraudación de cerca de 11 millones de kilovatios hora, el equivalente al consumo energético medio anual de 36.000 hogares.

Estas cifras ponen de manifiesto la magnitud de un problema que supone un grave riesgo para la seguridad física de las personas que viven en estos entornos, así como la afectación a la calidad del suministro eléctrico que se ve interrumpido de forma continua por la saturación de las redes derivada del fraude masivo.

La situación empeora cuando este fraude procede de plantaciones de marihuana. En los primeros seis meses del año Endesa ha abierto 15 expedientes de fraude vinculados a esta actividad. Esta práctica ha supuesto la defraudación de cerca de 1 millón de kilovatios hora en seis meses, es decir, el 7% de la energía que se defrauda en la provincia de Córdoba está vinculada a plantaciones de marihuana.

Las plantaciones de marihuana indoor provocan la saturación de las redes eléctricas afectando a todos los vecinos, ya que una sola plantación de marihuana en una vivienda puede llegar a consumir como 80 viviendas a la vez las 24 horas del día. Por este motivo las infraestructuras eléctricas no pueden soportar esta demanda energética que roza niveles de polígonos industriales y acaban saturadas derivando en graves problemas para la seguridad de las instalaciones y los suministros.

En este sentido es fundamental la colaboración con las fuerzas y cuerpos de seguridad del Estado a los que Endesa acompaña cuando llevan a cabo intervenciones para desmantelar plantaciones de marihuana. De hecho, tras una de estas operaciones realizada por las fuerzas de seguridad en Andalucía este año, se aprecia cómo la demanda energética desmesurada de las plantaciones de marihuana desciende drásticamente en el momento de la operación policial, ya que en dicha operación se desmantelaron 40 plantaciones de marihuana, más de 5.000 plantas, y se realizaron 30 cortes de suministro por enganches ilegales.

La compañía andaluza Magtel ha resultado adjudicataria, a través de su sociedad promotora Salime Energía, S.L., de una ayuda de 45 millones de euros para el desarrollo de la Central Hidroeléctrica Reversible (CHR) de Grandas de Salime, ubicada en los municipios asturianos de Grandas de Salime y Pesoz.

La ayuda, según recoge Magtel en su web, consultada por Europa Press, ha sido otorgada por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), organismo dependiente del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco), en el marco de la segunda convocatoria de ayudas para proyectos innovadores de almacenamiento energético mediante bombeo reversible (Boralmac 2), integrada en el Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia y financiada por la Unión Europea (UE) a través de los fondos NextGenerationEU.

La resolución definitiva reconoce al proyecto una ayuda de 45 millones de euros, sobre unos costes subvencionables de 158,83 millones. La actuación contempla una nueva central hidroeléctrica reversible con una potencia de turbinación de 247 MW y una capacidad de almacenamiento de 3.810 MWh.

La convocatoria Boralmac 2, dotada finalmente con 165 millones de euros, tras ampliarse en 75 millones el presupuesto inicial, ante el elevado volumen de solicitudes, ha seleccionado siete proyectos de un total de 16 presentados. En conjunto, las instalaciones adjudicatarias suman 2.071 MW de potencia y 21.091 MWh de capacidad de almacenamiento en todo el territorio nacional.

Magtel ha situado la CHR Grandas de Salime entre los proyectos de bombeo mejor valorados de España, en una convocatoria en la que también han resultado adjudicatarios grandes grupos energéticos, como EDP, Iberdrola, Capital Energy, Villar Mir, Tasga y Aspiravi. El proyecto del grupo cordobés supone un reconocimiento a su calidad técnica, su madurez y su contribución al almacenamiento energético de larga duración.

La CHR Grandas de Salime se encuentra actualmente en una fase avanzada de tramitación administrativa. El proyecto está siendo sometido al procedimiento de evaluación de impacto ambiental para la obtención de la correspondiente Declaración de Impacto Ambiental (DIA) y avanza paralelamente en la tramitación de la Autorización Administrativa Previa (AAP).

La concesión de esta ayuda permitirá reforzar los trabajos técnicos, ambientales y administrativos necesarios para avanzar hacia su ejecución. Además, constituye un reconocimiento al carácter innovador de la actuación, a su capacidad para facilitar la integración de energías renovables y a su contribución a la flexibilidad y seguridad del sistema eléctrico.

Desde Magtel, se considera que “la ayuda representa un impulso decisivo para la CHR de Grandas de Salime, al reconocer la solidez del proyecto”, y consolida su objetivo de “seguir avanzando, en coordinación con las administraciones y el territorio, para convertir este proyecto en una infraestructura clave para el almacenamiento de energía y la transición energética de Asturias y de España”.

El delegado del Gobierno andaluz en Córdoba, Adolfo Molina, ha reclamado este viernes que los anuncios del Gobierno de España sobre el refuerzo del suministro eléctrico en el Norte de la provincia vayan “acompañados del documento que lo refrende”, ya que, según ha asegurado, “anuncios hemos tenido ya muchos y todavía no está ese documento” que acredite la inclusión de la prevista línea de alta tensión de 400 kV en la planificación vigente, es decir, quiere que aparezca “en los papeles” y no más anuncios.

En este sentido y en rueda de prensa, Molina ha hecho referencia a las declaraciones de distintos responsables del Gobierno de España afirmando que se iba a incluir dicho refuerzo eléctrico en la planificación prevista hasta 2030, pero lo cierto, según ha lamentado, es que sólo “hemos tenido anuncios de viva voz de medio Gobierno de España, incluido el de quien se fue del Gobierno de España para venirse aquí a Andalucía, como fue María Jesús Montero”.

El delegado ha insistido en que la prioridad para Córdoba es que esta infraestructura se incluya en el marco de planificación actual y no en fechas posteriores, señalando que “lo que todavía no tenemos es el papel diciendo que tendremos la línea de 400 que estamos reclamando desde Córdoba, que va a solucionar los problemas, y que el marco temporal es ya”.

Molina ha explicado que, sobre este asunto, se mantienen contactos con el Gobierno central desde la Junta “a nivel de la consejería”, assgurando que el es “optimista con este tema”, pero lo quiere ver “reflejado en la planificación”, y ha subrayado que “tiene que estar en los papeles”.

Una marca de diseño escandinavo, ingeniería compartida con Volvo y el músculo industrial del gigante chino Geely detrás. Con esa carta de presentación desembarca Lynk & Co en Córdoba, donde este jueves abrió oficialmente sus puertas de la mano de Grupo Vypsa. La firma, nacida en Gotemburgo en 2016, se reivindica como algo más que una marca de automóviles: un proveedor de movilidad que combina diseño vanguardista con soluciones de conectividad pioneras para ofrecer, en sus palabras, una experiencia de conducción orientada al futuro. Llega a la ciudad con una propuesta electrificada y conectada y con una ambición declarada: convertirse en una de las marcas de referencia del mercado español.

El nuevo espacio, ubicado en la calle Esteban de Cabrera, 7, en el Polígono de Las Quemadas, supone la llegada oficial de Lynk & Co a Córdoba y un paso más en su expansión por Andalucía, una comunidad clave dentro de su estrategia nacional. Allí, los clientes cordobeses podrán conocer de primera mano su gama electrificada, recibir asesoramiento personalizado y solicitar pruebas de conducción a través de los canales oficiales de la marca. “No venimos solamente a hablar de coches”, arrancó Nani Gaitán, encargada de conducir la presentación, que reivindicó una firma “joven, conectada y atrevida”, de personalidad muy definida, que empieza por un concesionario concebido para no parecerlo y pensado como un espacio en el que descubrir la filosofía de la marca, con el diseño, la innovación, la conectividad y la experiencia del usuario como ejes.

Tres modelos y una misma etiqueta cero

Buena parte de ese discurso se sostiene sobre el producto. La gama que Lynk & Co pone sobre el asfalto cordobés la forman tres SUV, todos con etiqueta cero. El Lynk & Co 08 ejerce de buque insignia: un híbrido enchufable de última generación y largo alcance que presume de ser el híbrido enchufable con mayor autonomía eléctrica del mercado. El Lynk & Co 01, también híbrido enchufable, fue el modelo con el que la firma inició su aventura europea, mientras que el Lynk & Co 02 es su primer SUV 100 % eléctrico, pensado para una movilidad urbana y conectada.

Esa combinación de mecánicas responde a una filosofía concreta: la de un coche que se adapta al usuario y no al revés. Los híbridos enchufables permiten afrontar en modo eléctrico el uso diario por la ciudad, con recargas cómodas en el garaje, y tirar de gasolina en los desplazamientos largos sin la preocupación por la autonomía. “No te obliga a cambiar tu vida de golpe. Se adapta a ti, a tu rutina, a tus planes”, defendió Gaitán, que invitó a los asistentes a acercarse a los vehículos, mirarlos por dentro y por fuera e imaginarse ya al volante.

El aval de Volvo, el gran argumento

Detrás de esa propuesta hay un socio con recorrido. Francisco López, gerente de Grupo Vypsa y anfitrión de la noche, que pidió que le llamaran simplemente Paco, recordó que la empresa nació en 1998, aunque sus fundadores llevaban en el sector desde 1980, cuando uno empezó vendiendo Volvo y otro reparándolos. Una empresa cordobesa con más de 45 años de historia que ha cimentado su reputación en la excelencia en la atención al cliente y en un servicio posventa de referencia. Con los años, esa trayectoria ha situado a Vypsa entre los cinco primeros concesionarios Volvo de España, compitiendo “directamente con Madrid y Barcelona”, y ahora la incorporación de Lynk & Co busca completar su porfolio con una marca orientada al futuro.

López no esquivó el origen de la firma, sino que lo reivindicó sin complejos. Presumió, con la boca llena, de una marca “100% china”, fabricada íntegramente en China, y defendió que hoy ese sello es más un aval que un reparo: “Hoy, hablar de China es casi mejor que Europa”. Un producto, eso sí, “diseñado en Suecia por ingenieros y diseñadores suecos” y con los estándares de calidad que marca la matriz que comparte con Volvo dentro del grupo Geely, uno de los mayores fabricantes de automóviles del mundo. Y ahí situó su gran argumento frente a otras marcas chinas: “La posventa del Lynk & Co la sirve Volvo”, zanjó, subrayando que buena parte de las piezas de repuesto procede de los mismos almacenes. Su meta, admitió, es ambiciosa: colocar a la marca “en el top 3 de España”.

Una red que crece y una plaza estratégica

Ese respaldo de posventa centró también la intervención de Milagros Mezquiriz, coordinadora de la red de posventa de Lynk & Co en España, para quien la apertura es “un paso coherente, con estrategia”. Mezquiriz recordó que la relación con Vypsa arrancó hace cinco años, con el antiguo modelo de suscripción de la marca, y que desde entonces el grupo cordobés integró la firma en su estructura hasta dar servicio a sus vehículos no solo en Córdoba, sino también en Málaga, Marbella y Ciudad Real. Un rodaje que, defendió, hace que las puertas se abran con “el máximo nivel de trayectoria” dentro de la marca.

Los datos dibujan una expansión acelerada, y en un mercado que no es cualquiera: España es hoy el de mayor desarrollo comercial de la marca en toda Europa. En el país, Lynk & Co suma ya 39 concesionarios firmados, 35 puntos de venta activos y 67 talleres autorizados, con el objetivo de alcanzar los 40 concesionarios a final de año. A escala continental, la firma opera en 25 mercados europeos y supera los 140 puntos de venta gestionados por socios locales. La apertura cordobesa, gestionada por Vypsa igual que la de Málaga, refuerza así el papel del grupo como aliado estratégico de Lynk & Co en Andalucía, en una ciudad que la marca considera pieza de su crecimiento en el sur.

La provincia de Córdoba actualmente en una situación complicada en cuanto a la transición energética dentro del apartado de vehículos eléctricos. Tal y como aparece en el último barómetro de la Asociación Española de Fabricantes de Automóviles y Camiones (ANFAC), la extensión cordobesa no ha logrado alcanzar ni el 50% de los objetivos de potencia instalada para el año 2026. Una situación que contrasta con el avance de otras 22 provincias españolas que ya han cumplido o superado sus metas para dicho periodo.

En el ámbito municipal, la capital cordobesa cuenta con un total de 60 puntos de recarga destinados a vehículos eléctricos. A pesar de contar con esta red inicial, la capacidad de potencia disponible en provincia sigue siendo insuficiente para cumplir con las exigencias del paquete de medidas 'Fit for 55' de la Comisión Europea. De hecho, está a la cola como provincia si se compara con el resto del territorio español.

El Barómetro de la Electromovilidad de la ANFAC que corresponde al segundo trimestre de 2026 ha subrayado que existe una brecha considerable entre diferentes territorios. Mientras que la media nacional ha conseguido alcanzar el 67% del objetivo de potencia instalada, Córdoba permanece en el grupo de las diez provincias con menor desempeño. Esto ha sido determinado después de usar una metodología que estima que son necesarios 3 kW de potencia por cada vehículo eléctrico puro y 2 kW por cada híbrido enchufable en el parque automovilístico.

Los datos en Andalucía que discrepan con los nacionales

Por otro lado, y si se miran los datos a nivel regional, Andalucía presenta un indicador de infraestructura de recarga de 14,1 puntos, situándose por debajo de la media española de 15,4. La disparidad en el desarrollo de la red es evidente, con una mayor concentración de puntos en grandes ejes de transporte y zonas costeras.

Uno de los problemas técnicos que lastra a la provincia es la calidad de los puntos disponibles. En España, el 68% de la red de acceso público es de baja potencia, lo que implica tiempos de carga mínimos de tres horas. De hecho, uno de los principales objetivos es fomentar el uso del coche eléctrico en viajes vacacionales, como los 104 millones de desplazamientos previstos este verano, es imprescindible de los principales corredores electrificados.

Además, existe una paradoja que afecta a todo el territorio nacional: la presencia de cargadores instalados que no funcionan. Se estima que hay 17.821 puntos de recarga que están fuera de servicio por mal estado o por falta de conexión a la red eléctrica.

Además, los obstáculos administrativos siguen representando una de las barreras principales para el desarrollo de esta tecnología. Además, la red de alta potencia se considera fundamental para la adopción generalizada del vehículo eléctrico en trayectos de larga distancia. Estos cargadores permiten recuperar la autonomía en apenas 15 o 30 minutos, cosa que Córdoba tiene un déficit notable, ya que solo cuentan con seis instalaciones de esta índole.

Además, existe una paradoja que afecta a todo el territorio nacional: la presencia de cargadores instalados que no funcionan. Se estima que hay 17.821 puntos de recarga en España que están fuera de servicio por mal estado o falta de conexión a la red eléctrica. Si estos puntos estuvieran operativos, la red pública nacional aumentaría casi una cuarta parte, llegando a las 74.503 unidades.

De cara al futuro, el objetivo nacional para 2030 es alcanzar los 300.000 puntos de recarga públicos, partiendo de los más de 56.000 actuales. España se sitúa todavía 13,2 puntos por debajo de la media europea en el indicador global de electromovilidad. Córdoba tiene ante sí el reto de acelerar su despliegue y no quedarse atrás.

Había muchas dudas que sobrevolaban el futuro energético del norte de la provincia de Córdoba, pero el Gobierno de España sigue desvelando los pasos a seguir para una infraestructura que entra dentro de la planificación general. La línea de alta tensión de 400 kV que conectará los territorios de Extremadura y parte de la extensión cordobesa se ha considerado prioritaria tras las alegaciones tanto para la Diputación de Córdoba como para la Junta de Andalucía y Ejecutivo central ya que asegura el suministro para la comarca.

El proyecto contempla una interconexión entre la zona extremeña de Maguilla, en la provincia de Badajoz, y la nueva subestación de Peñarroya-Pueblonuevo, ya en territorio cordobés. Según ha explicado el Gobierno de España en una respuesta parlamentaria, esta infraestructura se ha considerado como “inaplazable” para frenar la despoblación en el norte de la provincia y sostener la red de distribución eléctrica, tanto de la capital como de las zonas rurales colindantes. La presión política ejercida por la Diputación de Córdoba y la Junta de Andalucía fue determinante para que el Ejecutivo rectificara su postura inicial, la cual dejaba esta infraestructura fuera de la planificación general.

El camino hasta llegar a 2030 con la intervención acabada

Aunque el Gobierno ha garantizado que la obra estará finalizada antes de 2030, el proyecto se encuentra todavía en una fase de tramitación técnica y administrativa. Inicialmente, esta conexión fue relegada a un anexo no vinculante debido a sus elevadas “dificultades técnicas y ambientales”, pero tras el periodo de alegaciones se determinó que existen trazas viables para su construcción. Esto ha permitido que el proyecto se integre plenamente en la planificación obligatoria de la red de transporte de energía eléctrica.

En una respuesta parlamentaria fechada en junio de 2026, el Gobierno aclaró que la propuesta de desarrollo de la red de transporte fue sometida a audiencia pública entre octubre y diciembre de 2025. Actualmente, el Operador del Sistema se encontraba realizando una fase de estudios basada en las alegaciones recibidas para elaborar la propuesta definitiva de planificación. Esta propuesta deberá someterse posteriormente a una Evaluación Ambiental Estratégica, tal y como marca la legislación vigente sobre evaluación ambiental.

Por otro lado, la planificación general define las necesidades de la red, pero no el detalle paso por paso de la ejecución de cada obra. Por tanto, una vez que la planificación global sea aprobada de forma definitiva, se procederá a la redacción del proyecto de ejecución concreto. Será en ese momento cuando se inicien formalmente los estudios de impacto ambiental específicos para el trazado entre Córdoba y Extremadura.

Hasta la fecha, la tramitación sustantiva y ambiental del proyecto de ejecución como tal aún no se ha producido, ya que depende de la aprobación previa del marco general de planificación para el horizonte 2030. Pese a ello, el carácter vinculante otorgado por la Ley del Sector Eléctrico garantiza que, una vez aprobada, la administración está obligada a autorizar y construir las infraestructuras contempladas en dicho plan.

La intensa ola de calor que atraviesa la provincia de Córdoba está teniendo un reflejo directo en el comportamiento de la red eléctrica. Los datos facilitados a este periódico por Endesa ponen de manifiesto que el momento de mayor exigencia para el sistema no coincide con las horas centrales del día, cuando las temperaturas son más elevadas, sino que se desplaza hasta bien entrada la noche. De hecho, durante los últimos días las puntas de demanda eléctrica se han registrado de forma sistemática poco después de las diez de la noche.

El mayor pico de demanda de lo que va de verano se produjo el pasado lunes 22 de junio, cuando la red alcanzó los 671 megavatios (MW) a las 22:26. Apenas un día después, el martes 23, la punta se situó en 636 MW a las 22:13, mientras que este miércoles 24 descendió hasta los 535 MW, registrados a las 22:20.

Los datos evidencian que el esfuerzo máximo de la red eléctrica se concentra en la franja nocturna, cuando miles de hogares mantienen en funcionamiento los equipos de aire acondicionado tras una jornada de temperaturas extremas. Con la caída de la noche, dejan de funcionar también muchas de las instalaciones fotovoltaicas de autoconsumo que se han instalado en Córdoba. A ello se suma la coincidencia de otros consumos domésticos habituales a esa hora, como la preparación de la cena, el uso de electrodomésticos o el regreso de buena parte de la población a sus viviendas después de evitar las horas de mayor insolación.

La comparación con el pasado año refleja además un incremento muy significativo de la demanda máxima. A estas mismas alturas de 2025, la mayor punta registrada era de 427 MW, de modo que los 671 MW alcanzados este lunes representan un aumento de 244 MW, equivalente a un crecimiento aproximado del 57%.

Pese a la intensidad de la actual ola de calor, las cifras todavía se encuentran lejos del máximo histórico registrado en la provincia de Córdoba. El récord absoluto continúa siendo el alcanzado el 8 de julio de 2017, cuando la demanda eléctrica llegó a 1.000 MW de potencia, una cifra que sigue siendo la referencia más elevada desde que existen registros.

Conviene distinguir, además, entre demanda y consumo eléctrico. Los datos facilitados por Endesa hacen referencia a la punta de demanda, es decir, al instante concreto del día en el que la red necesita suministrar la mayor cantidad de potencia de forma simultánea para atender las necesidades de los usuarios. No representan el consumo total de energía realizado durante la jornada, sino el momento de máxima exigencia para el sistema eléctrico.

La evolución de estos registros confirma el importante impacto que las altas temperaturas tienen sobre el comportamiento energético de la provincia. En episodios de calor extremo, el uso intensivo de sistemas de climatización modifica los hábitos tradicionales de consumo y desplaza las mayores necesidades de potencia hacia las horas nocturnas, cuando la población busca aliviar el calor acumulado durante el día sin que las temperaturas exteriores hayan descendido todavía de forma significativa.

La subida mensual unida al fin de la rebaja del IVA y del Impuesto Especial a la Electricidad provocará que el usuario medio con la tarifa semirregulada (PVPC) pague casi 15 euros más por la factura de la luz de mayo, según el análisis realizado por Facua-Consumidores en Acción, que señala que el recibo del último mes alcanza los 75,63 euros, lo que supone un 24% de subida con respecto a los 60,99 euros de abril.

Tal y como ha destacado en una nota de prensa, a la subida de 4,30 euros antes de impuestos por el encarecimiento del precio de la energía se le añadirá el incremento del IVA, que vuelve al 21% desde el 10%, y el Impuesto Especial de la Electricidad, que se sitúa en el 5,11% desde el 0,5% que estuvo vigente desde el pasado 21 de marzo, cuando entró en vigor el Plan Integral de Respuesta a la Crisis en Oriente Medio.

De haberse mantenido la rebaja de impuestos, el recibo de la luz de mayo del usuario medio se habría situado en los 65,73 euros, un 7,8% más que el mes anterior y 4,74 euros de subida. Cabe destacar que tanto la ley del IVA como la de impuestos especiales establecen que se repercuten los impuestos que estén vigentes en el momento de la emisión de la factura.

En cuanto a la evolución interanual, el recibo ha subido un 8,5% con respecto a los 69,71 euros de mayo de 2025. En los últimos años, la factura del usuario medio --un cliente con una potencia contratada de 4,4 kilovatios (kW) y un consumo de 366 kilovatios hora (kWh) mensuales-- del mes de mayo ha sido de 75,63 euros en 2026, 69,71 euros en 2025, 60,76 euros en 2024, 65,50 euros en 2023 y 120,68 euros en 2022, tal y como ha afirmado Facua.

Además, el precio medio del kWh de energía consumida ha estado en 21,82 céntimos en horario punta, 14,00 céntimos en el llano y 14,96 céntimos en el valle. Así, el precio de la energía ha aumentado con respecto a mayo de 2025 un 1,7% en punta y un 4,9% en llano y un 19,7% en valle.

La potencia, por su parte, ha vuelto a los 3,30 euros que mantenía desde enero (suma de los cargos y peajes en horario punta y valle más el margen de comercialización e impuestos) desde los 2,87 euros que han estado vigentes durante el periodo de aplicación de las rebajas del Gobierno.

IVA reducido permanente

Ante esto, Facua ha reclamado al Ejecutivo de Pedro Sánchez un cambio regulatorio para convertir en estable y permanente un tipo de IVA reducido para la luz.

Se trata de “una de las reivindicaciones históricas de la asociación”, que considera injusto para los usuarios domésticos que se les repercuta el IVA más elevado a un suministro esencial y básico como es el de la electricidad.

Así, “es fundamental la consolidación de un impuesto reducido para no afectar aún más la castigada economía de los hogares españoles”. La bajada de recaudación para las arcas, ha señalado Facua, “puede ser perfectamente compensada con un aumento en los impuestos directos que afecte a quienes más ganan --las grandes empresas--, de manera que no afecte a la financiación de otras cuestiones esenciales como sanidad o educación”.

La asociación también lleva años reclamando que las energías nuclear e hidroeléctrica salgan de la subasta marginalista diaria y sean sometidas a precios fijos fijados por el Gobierno a largo plazo, según ha subrayado.

“De esta forma se evitarían los denominados beneficios caídos del cielo de estas tecnologías gracias al diseño que desde hace décadas tiene el sistema marginalista, donde el precio de mercado lo determina la oferta más cara que permite satisfacer la demanda cada hora”, ha añadido.

Pero, además, también ha instado al Ministerio para la Transición Ecológica que lleve a cabo actuaciones encaminadas a potenciar que los usuarios soliciten los descuentos del bono social. “Año tras año, las cifras constatan que la gran mayoría de sus beneficiarios potenciales no lo solicitan. No lo hacen porque desconocen su existencia y características o debido a que creen que no tienen derecho a recibirlo”.

“A día de hoy, el Gobierno continúa sin emprender campañas de publicidad institucional potentes sobre estos descuentos”, ha afirmado.

Asimismo, Facua ha reclamado medidas para fomentar que los consumidores optimicen la potencia contratada en sus viviendas. Según un análisis de la asociación, los consumidores domésticos pagan a las eléctricas cerca de mil millones de euros de más cada año por el exceso de kilovatios que figuran en sus contratos.

El perfil de usuario

El usuario medio utilizado por Facua en sus análisis tiene una potencia contratada de 4,4 kW --la misma en horario punta y valle-- y un consumo de 366 kWh mensuales. Es un perfil elaborado tras el análisis de varias decenas de miles de facturas de viviendas habitadas, tal y como ha afirmado la organización.

En cuanto a los porcentajes de consumo en los tres tramos horarios del nuevo sistema de facturación, la asociación ha tomado como referencia el perfil de usuario medio tradicional sin discriminación horaria publicado en 2021 por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que consume el 45% de la electricidad en el horario valle, el 29% en el horario punta y el 26% en el horario llano.

De lunes a viernes, el horario punta se aplica de 10 a 14 horas y de 18 a 22 horas, el llano de 14 a 18 horas y de 22 a 00 horas, y el valle de 00 a 8 horas. Sábados, domingos y festivos nacionales se aplica las 24 horas el horario valle.