El déficit en infraestructuras energéticas en Granada: culpables de algo más que el retraso tras el gran apagón

La vista satélite no engañaba y ahora son fuentes próximas a Red Eléctrica quienes lo admiten: el "déficit" de infraestructuras energéticas de la provincia está detrás de que Granada capital tardara 17 horas en recuperar el fluido eléctrico tras el gran apagón del lunes, y que no recuperara la normalidad total hasta seis horas más tarde. Aunque insisten en que ese hándicap está "en vías de arreglarse", ya que se encuentran en marcha sobre todo dos proyectos importantes para ampliar el mallado de alta tensión en la provincia, Granada está lejos de contar con instalaciones clave que le permitan recuperarse con rapidez de situaciones críticas como la vivida el pasado lunes. Líneas de alta tensión, grandes centrales hidroeléctricas, y otras centrales generadoras como las de ciclo combinado, de las cuales no hay ninguna en la provincia ni en toda la zona oriental de Andalucía. Sí hay un enorme potencial de generación eólica y solar, pero se encuentran con el mismo problema: no hay redes que permitan evacuar todo lo que se produce.

Granada solo cuenta con cuatro centrales hidroeléctricas consideradas "grandes" pero que tienen una potencia de entre 10,27 y 12,8 megavatios de potencia, una cantidad "insignificante" según apuntan estas fuentes como para alimentar la red de forma general. Por ejemplo, la presa del Tajo de la Encantada, en Málaga, es la mayor de Andalucía, produce 360 megavatios y fue una de las que se tuvieron que poner en marcha en el gran apagón para poder energizar la red. Pero también faltan los cables con los que llevar la energía a las zonas donde no llega la alta tensión. Así, queda por mallar precisamente el norte de la provincia con Almería y su levante, así como otras dos infraestructuras eléctricas clave para el futuro de la economía granadina: las subestaciones eléctricas de Saleres e Iznalloz. De una depende buena parte del suministro del futuro acelerador de partículas IFMIF-Dones. De la otra, la electrificación del Corredor Mediterráneo ferroviario Granada-Almería.

El eje Norte y las renovables

Granada, y en el fondo el suroeste peninsular (norte de Almería, parte de Murcia y Jaén, y sur de Albacete), ha sido siempre considerado un desierto energético. En los propios mapas del Gobierno y de Red Eléctrica la región aparece yerma de conexiones eléctricas de alta capacidad. O aparecía. Estos mapas venían a señalar el déficit de infraestructuras de transporte eléctrico sobre todo en las comarcas del norte de la provincia, que precisamente el lunes fueron las últimas en recuperar la luz, y justificaban la necesidad de construir la que se denominó como la autopista eléctrica del eje Caparacena-Baza-La Ribina. Una línea de alta tensión a 400 kilovoltios que fue reivindicada durante décadas para dar una oportunidad al asentamiento de empresas en las comarcas de Guadix, Baza y Huéscar, para así fijar población, mejorar el suministro eléctrico, pero sobre todo dar salida a toda la potencia eléctrica que se generará a partir de los grandes parques de renovables previstos

Esta autopista de alta tensión está operativa pero solo en parte. La línea consta de dos tramos diferenciados, el primero ya en funcionamiento desde diciembre de 2022. Inaugurado por el presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, la conexión entre la subestación de Caparacena y la de Baza supuso por primera vez la llegada de la alta tensión a la comarca bastetana. Para ello se requirió un tendido de 122 kilómetros a través del noroeste granadino, por las comarcas de Los Montes, Guadix y Baza, por donde se levantaron hasta 240 postes de apoyo. Además se tuvo que repotenciar el nodo de Caparacena, y la construcción de la subestación de Baza.

Pero falta la segunda parte, la que permitirá el funcionamiento a pleno rendimiento de esta línea de alta tensión, y que la conectará con la gran autopista eléctrica del levante español a través de la provincia de Almería. Se trata del tramo Baza-La Ribina, el cual, según han informado desde Red Eléctrica de España a este diario, se encuentra en fase de tramitación ambiental y no hay fecha para su aprobación. Se trata de los últimos 82 kilómetros de trazado que llevan estancados en esa fase de documentación prácticamente desde que se inauguró este sector a finales de 2022.

Una red insuficiente

En un vistazo al mapa de la red de partida de REE se observa, ya no solo el desierto energético de Granada, sino de la parte oriental de Andalucía. En lo que concierne a la provincia, hay cuatro líneas de alta tensión de máxima potencia (400 kilovoltios -kV-) que desembocan en Caparacena: desde Guadame (Jaén), Tajo de la Encantada (Málaga), Litoral-Tabernas (Almería) y Baza. Después hay otras dos líneas también consideradas de alta tensión pero menos potencia (220 kV), una también desde el Tajo de la Encantada y doble circuito que marcha en paralelo a la de 400 kV, otra desde Tabernas-Benahadux pasando por la Alpujarra, y luego la red concéntrica alrededor de Granada capital que conecta las subestaciones de Atarfe, Las Gabias y El Fargue.

Pero ya a simple vista se detecta un problema: las redes de alta tensión en su máximo potencial solo llegan en circuito único y no doble. De hecho, el único doble a 440 kilovoltios es el operativo entre Caparacena y Baza. ¿Y qué es un doble circuito eléctrico? Básicamente, una medida de seguridad para que el abastecimiento siga funcionando en caso de contingencia. Este es uno de los problemas, por ejemplo, de la línea de 400 kV entre Tabernas, Huéneja y Caparacena, que es de circuito simple y donde un fallo obligaría al operador a redistribuir el suministro por una línea de menor capacidad (220 kV), la Tabernas-Órgiva-Las Gabias, que podría sobrecargarse. La construcción de otro eje de 220 kV entre Benahadux (Almería) y Saleres (Valle de Lecrín) hubiera aliviado parte del problema, pero no lo hubiera arreglado al completo, según se desprendía de un informe de la Junta de Andalucía para justificar el eje Baza-La Ribina. La presión de los vecinos de la Alpujarra y el valle de Lecrín hicieron a Red Eléctrica desechar la construcción del nuevo circuito por esa zona y está en estudio su repotenciación.

Acelerador de partículas, AVE...

Contar con un buen mallado es clave para el futuro de la provincia, no solo ya para tener una red lo suficientemente robusta que permita en casos como el del lunes pasado, recuperar el fluido eléctrico lo antes posible, sino para los dos proyectos más importantes que se van a desarrollar en Granada. De un lado, el eje Caparacena-Baza-La Ribina es clave para asegurar la alimentación de los trenes que conformarán el Corredor Mediterráneo ferroviario. Ya hay un ejemplo aquí: en paralelo a las actuales vías de Alta Velocidad entre Antequera, Archidona y Granada discurren tres líneas de alta tensión.

Actualmente está en marcha la Caparacena-Baza, en la cual Red Eléctrica y Adif ya están en trámites para la construcción de una subestación eléctrica transformadora en Iznalloz, preparada para 400 kilovoltios. Su función será la de abastecer la futura electrificación del tramo del Corredor Mediterráneo entre Granada y Guadix. Con el tramo aún pendiente con Almería se alimentarían los trenes y los sistemas de la línea pendiente hasta la provincia vecina, así como la conexión con Murcia, creando un circuito a salvo de cortes, y con un sistema de alimentación asegurado con las grandes fuentes de renovables del norte provincial.

Otra gran obra prevista es la construcción de la subestación eléctrica de Saleres, aunque geográficamente esté más cerca de Albuñuelas, en el valle de Lecrín. Previsto su levantamiento en una zona de limitado o nulo impacto visual tras una colina, su función clave será, de un lado, transformar toda la energía que se derive de los parques eólicos de la comarca, y su distribución hacia el cercano acelerador de partículas IFMIF-Dones que se construye a pocos kilómetros, en Escúzar.

Centrales hidroeléctricas

Uno de los grandes problemas que también se encontró Granada el pasado lunes fue, no la falta de centrales hidroeléctricas clave, sino lo suficientemente potentes. Tampoco las hay en todas las provincias ni regiones. De hecho, las diez más potentes de toda España y que sirvieron para reiniciar el sistema el pasado lunes tras el gran apagón se concentran en apenas siete provincias. La principal es Salamanca, que concentra tres de ellas, y Cáceres otras dos, todas ellas vinculadas al cauce del río Tajo y su condición fronteriza con Portugal. Y la que empezó a poner en pie todo el sistema, la de Aldeadávila, es capaz de generar por sí sola 1.243 megavatios de potencia. La más cercana a la provincia es la del Tajo de la Encantada, en Málaga, que genera 360 megavatios.

Estas medidas dan la magnitud de la insignificancia de Granada en cuanto a generación de este tipo: todas las centrales hidroeléctricas del territorio suman 94,6 megavatios en conjunto. Además, de las que más produce, solo una está asociada directamente a un pantano o a un sistema de presas, la de Ízbor, aunque situada en el término municipal de Vélez de Benaudalla, y vinculada al sistema Béznar-Rules. Esta produce 11,98 megavatios. Las dos más grandes de la provincia generan 12,8 y 12,56 megavatios y son las dos que hay en Pampaneira, y la de Capileira (10,27), que aprovechan el cauce del río Poqueira. Estas son las únicas centrales de la provincia consideradas como "grandes" al producir 10 o más megavatios de potencia, según datos de la Agencia Andaluza de la Energía en su último informe de diciembre de 2024. En el resto de la provincia hay doce minicentrales (producen de 1 a menos de 10 megavatios), y otras doce "microcentrales" (menos de uno). Una de ellas, por ejemplo, es la de Quéntar (0,81).

Cogeneración y renovables

Granada tampoco cuenta con otro tipo de grandes generadores de electricidad críticos para solventar crisis como la del gran apagón del lunes. Carece de centrales de ciclo combinado, una tecnología de generación de energía que combina una turbina de gas y una turbina de vapor de forma que aumenta la eficiencia. La energía residual de los gases de escape de la turbina de gas se utiliza para generar vapor, que a su vez mueve la turbina de vapor, produciendo más electricidad.

Sí tiene hasta 17 instalaciones de cogeneración, de las cuales seis son mayores a 1 megavatio, situadas en Torraspapel (Motril), Grelva (en la Puleva), dos en Sierra Sur (Pinos Puente), otra en Envases Ureña (Iznalloz) y otra en Grupo Siles (Jun). La cogeneración es la producción simultánea de energía eléctrica o mecánica y de calor, que es aprovechado o consumido en algún proceso. Esto se traduce en un ahorro económico que permite disminuir su factura de compra de electricidad, y además ahorrar en la generación de energía térmica al utilizar el calor generado en la cogeneración.

La potencia de generación eléctrica renovable en Granada a finales del año pasado se cifraba en 1.452,2 megavatios, el 10,0% de la potencia de generación eléctrica renovable total instalada en Andalucía (14.470,9). El biogás, con tres plantas, genera 2,22 megavatios con las plantas de Granada y Alhendín. La eólica acumula 407,2 megavatios de generación, a las que se suman los 149,7 procedentes de las termosolares que hay en Aldeire. La potencia fotovoltaica de Granada es de 798,5 megavatios, siendo los mayores parques los de Alhendín, Colomera, Huéneja, Pinos Puente y Ventas de Huelva.