Qué hacer ante el cuello de botella eléctrico de Andalucía

La red eléctrica andaluza roza el límite y eso ya compromete el crecimiento. La ocupación de capacidad escaló de forma sostenida y se sitúa en cotas próximas al 95%, un nivel que no pone en riesgo el suministro doméstico, pero sí cierra la puerta de acceso a nueva industria, centros de datos y desarrollos residenciales. El diagnóstico es inequívoco: si el cuello de botella persiste, Andalucía perderá ventanas de oportunidad frente a regiones con holgura de red y plazos de conexión más cortos. La saturación generalizada de los nudos de distribución en España tensiona la conexión de demanda y eleva el coste de no invertir a tiempo en transporte y distribución.

La programación del Gobierno: más inversión y un giro explícito hacia la demanda

El Ejecutivo central ha lanzado una planificación que eleva sustancialmente la inversión en redes. En transporte, 13.590 millones hasta 2030 —un 6 % más que en la hoja 2021-2026– y, en paralelo, 7.700 millones adicionales en distribución mediante un real decreto que eleva temporalmente los límites y somete los planes a auditoría pública y evaluaciones anuales. El objetivo operativo es multiplicar por 14 la capacidad de acceso para nuevos consumidores —de 2 GW a 27,7 GW— con prioridad para industria, hidrógeno verde, centros de datos, vivienda, ferrocarril y puertos. El Ministerio defiende que cada millón invertido genera 1,27 millones de VAB y multiplica por 20 el empleo, un argumento que refuerza la urgencia de ejecutar con rigor lo anunciado.

El detalle de la programación reconoce la presión de la demanda con 422 ampliaciones de conexión y una asignación indicativa de 9 GW para industria, 13,1 GW para hidrógeno, 3,8 GW para centros de datos, 1,8 GW para vivienda, 560 MW para ferrocarril y 1,2 GW para puertos. Además, limita vertidos renovables a final de década y despliega almacenamiento con el fin de estabilizar el sistema y aprovechar mejor la generación.

Andalucía no está conforme: choque de percepciones entre el Gobierno y la Junta

La traducción territorial de la planificación ha abierto un pulso político. Desde Madrid se subraya que Andalucía figura entre las principales beneficiarias en términos absolutos, a la vista del volumen total consignado y del paquete de actuaciones con prioridad de demanda. Sin embargo, la Junta sostiene que el reparto no está a la altura del peso económico y energético de la comunidad y que solo se atiende el 23 % de sus propuestas, un porcentaje que considera incompatible con la urgencia de desatascar nudos críticos y habilitar corredores de 400 kV para atraer industria. El consejero de Industria, Jorge Paradela, ha calificado el tratamiento de “injusto e insuficiente” y el presidente autonómico Juanma Moreno ha llegado a reclamar la transferencia de competencias si el Estado no corrige el sesgo y acelera la inversión. La posición autonómica se apoya en un análisis técnico que sitúa a Córdoba, Cádiz y Málaga entre las provincias más afectadas, y apunta como crítico el eje de 400 kV Córdoba–Extremadura para reequilibrar el norte cordobés y desbloquear proyectos tractores.

El reparto autonómico no ha sido acogido con uniformidad. Algunas regiones han expresado satisfacción por los refuerzos previstos, mientras y al margen de Andalucía Aragón, Navarra, Galicia, Cantabria, Madrid o Murcia han formulado críticas o reservas, en gran medida por el encaje de centros de datos y la secuencia de ampliaciones de acceso. En ese contexto, el País Vasco ha celebrado un incremento relevante de potencia, y Murcia ha afeado un reparto que, según su lectura, la sitúa por debajo del 1 %. La comparación entre territorios ha encendido un debate que el Ministerio intenta encauzar con consultas y un calendario de audiencia pública.

Qué hay en obra y por qué no basta para la nueva ola de demanda

Andalucía no parte de cero. La ejecución de la planificación 2021–2026 dejó 25 proyectos autorizados por 103 millones de euros solo en el último tramo de 2024. El balance incluye ampliaciones de subestaciones para integrar renovables en Huelva (Cristóbal Colón, Palos), Sevilla (Dos Hermanas, Quintos), Cádiz (Pinar del Rey, Mirabal, Cañuelo) y Málaga (Tajo de la Encantada); la línea Zumajo–Puerto Real para la Bahía de Cádiz; la ampliación de Puebla de Guzmán como pieza estratégica para la Faja Pirítica; la habilitación de Íllora y Tabernas para reforzar sur de Granada y el suministro al Corredor Mediterráneo; y la subestación Algeciras 220 kV como hito hacia la interconexión con Ceuta. Son avances reales, pero no cubren la magnitud de la demanda que aportan hidrógeno renovable, minería, logística y digitalización, ni resuelven la saturación de nudos de distribución donde el crecimiento de la demanda supera la velocidad de obra y puesta en servicio.

La Junta, por su parte, ha propuesto para 2025–2030 un paquete con seis subestaciones nuevas, 88 ampliaciones y ocho líneas de doble circuito por 544 millones. Una programación que pone el foco en áreas con déficit histórico y con demanda firme acreditada. Ese plan busca dar salida a proyectos industriales y vertebrar territorios con baja densidad de red, pero el Gobierno central no ha incorporado la mayoría de las actuaciones en esta primera versión de la planificación a 2030.

Las consecuencias económicas de no corregir: inversión bloqueada, empleo aplazado y coste sistémico

La saturación de red tiene efectos inmediatos sobre el tejido productivo. Aumentan los plazos de conexión y se pierden decisiones de localización que requieren certidumbre técnica y calendario. Sube el coste financiero porque la prima de riesgo que exigen los inversores crece cuando no hay visibilidad sobre capacidad y plazos, lo que encarece fábricas, data centers y vivienda. Crece el coste sistémico: una red constreñida eleva los vertidos de renovables y los costes de congestión, y dificulta que el almacenamiento preste todos sus servicios. El propio Ministerio justifica la nueva oleada inversora por su impacto medible en VAB y empleo, señales que perderán potencia si la ejecución se retrasa o si la retribución no acompaña el esfuerzo inversor.

La condición que falta: remuneración adecuada y comparable a los grandes marcos europeos

El gran acelerador de las inversiones sería un marco retributivo que permita atraer capital al ritmo que exige la electrificación. España ha movido ficha: la CNMC propone elevar la tasa de retribución financiera de las redes al 6,46% para 2026–2031, frente al 5,58% previo, y somete a audiencia pública una metodología actualizada del coste de deuda que ajusta por programas de compra del BCE. El mercado —los principales porteadores eléctricos—, no obstante, considera corta la propuesta para movilizar la inversión necesaria y alinea sus críticas con las de las compañías, que reclamaban un nivel más alto para equipararse a otros países donde el riesgo regulatorio es percibido como menor.

El espejo europeo aporta señales útiles. Francia articula su financiación de redes a través del TURPE, un esquema plurianual que garantiza cobertura de costes eficientes y una rentabilidad “justa” para los operadores, con programas de inversión aprobados por el regulador y una senda de ingresos que da visibilidad a varios años vista; la nueva etapa TURPE 7, vigente desde 1 de agosto de 2025, eleva los ingresos admisibles y afina señales de flexibilidad para baterías y gestión de la demanda, mientras la Cour des Comptes discute ajustes finos del marco para equilibrar coste al consumidor y ambición inversora.

Alemania se halla inmersa en una reforma regulatoria profunda. La Bundesnetzagenturprepara un nuevo marco para los operadores de transporte, con cost-plus anual, previsiones y rendición de cuentas que aceleren la expansión; a la vez, impulsa metodologías WACC para la próxima fase regulatoria con el foco explícito en equilibrar rentabilidad y capacidad inversora, y mantiene incentivos regulatorios en distribución más allá de 2027. Incluso cuando ajusta componentes tarifarios —como el phase-out de pagos por “evitar red”— lo hace preservando la certidumbre intertemporal con calendarios de transición, justo lo que reclama el capital de largo plazo.

La conclusión para España y, por tanto, para Andalucía, es clara: una retribución alineada con el coste de capital y comparable a la de Francia y Alemania –con horizonte plurianual, estabilidad metodológica, incentivos de calidad y digitalización, y mecanismos de ajuste anual transparentes— acelera la inversión privada en transporte y distribución y reduce la prima de riesgo. Sin esa señal, la ejecución de obra se ralentiza y el cuello de botella persiste, por muy ambiciosa que sea la planificación sobre el papel.

Qué debería ocurrir ahora para que Andalucía no pierda el tren

La urgencia manda: hay que actuar. Andalucía necesita visibilidad plurianual por corredor y por nudo, coordinación estrecha entre las redes de transporte y de distribución para que el refuerzo en alta tensión no naufrague en la red de media y baja tensión, y un primer paquete de actuaciones que incorpore los proyectos tractores con demanda firme acreditada —incluido el eje de 400 kV Córdoba–Extremadura—. El marco de remuneración debe anclarse de forma estable para capturar capital a la velocidad que exigen hidrógeno renovable, minería, data centers y vivienda, con metas de calidad e incentivos a la digitalización que protejan al consumidor y mejoren la eficiencia operativa.

Andalucía no compite solo por megavatios. Compite por credibilidad regulatoria, certidumbre y tiempo. Invertir más y mejor, con reglas y retribución que funcionen, es la condición necesaria para convertir su saturación de hoy en la ventaja comparativa de mañana: un sistema capaz de conectar industria, integrar renovables sin vertidos y sostener precios competitivos para atraer demanda. Cada trimestre que pasa sin capacidad disponible es empleo aplazado, ingresos fiscales diferidos y ventaja perdida en el mapa industrial del sur de Europa.