Los municipios del Norte tendrán que demostrar de urgencia su demanda eléctrica

El asunto parte de una negativa. El Gobierno central aprobó una planificación de inversiones para el transporte de electricidad en grandes cantidades que deja en una posición muy precaria la situación de esta parte del territorio cordobés . La salida propuesta por la Junta, que era la de la creación de una nueva vía de alta capacidad para dar servicio a esta parte, era la salida definitiva pero el Ejecutivo central, que tiene el monopolio de la planificación, decidió que no entraba en sus prioridades.

Sin renunciar a esa salida definitiva, el Gobierno andaluz (actualmente en funciones) decidió agotar las vías de negociación con Red Eléctrica de España y Endesa con el objetivo de encontrar una salida que permita dejar de rechazar proyectos empresariales en ambas comarcas porque no se cuenta con potencia eléctrica suficiente para conectarlos a la red. Es la llamada alternativa de Llerena , que utiliza una posición en una subestación en el municipio extremeño. El proyecto consiste en elevar la potencia de una línea actualmente existente en la zona Norte que discurre por ambas comarcas. El plan pasa por incrementar la potencia disponible hoy, de 66 Kv, a 132 kv. Algo así como coger una carretera y realizarle las obras mínimas necesarias para que tenga algún carril de más sin que pase a ser una autovía.

La situación ha llevado a que en la mesa de negociación Red Eléctrica de España y Endesa pidan que se cuente con datos concretos de qué demanda eléctrica potencial existe en la zona de forma que no se lleven a cabo inversiones que luego no se aprovechen por los consumidores finales. La Junta reunió a los alcaldes de toda la zona para explicarles qué es lo que se les pide de forma que se llegue a la mesa de negociación de la mejor manera posible.

El procedimiento lo explica el director general de Energía de la Junta, Manuel Larrasa , que estuvo presente en las reuniones de coordinación para dar los detalles necesarios para ello. Cada ayuntamiento tendrá que realizar un informe sobre las necesidades que puede cubrir. Y el objetivo es que se reúnan unos 125 Mw añadidos de potencia eléctrica a partir de los cuales se considera que la inversión en la línea de la subestación de Llerena (y que pasa por Peñarroya o Pozoblanco) se convierte en un proyecto sostenible desde el punto de vista de los números. Los responsables de la Junta aseguran que han trabajado de forma exprés en este asunto y que ahora necesitan de una colaboración también rápida.

A los alcaldes se les ha pedido que realicen un cálculo de potencia futura teniendo en cuenta todas las necesidades que se puedan imaginar. El director general de Energía pone un ejemplo práctico: «Imagine que una empresa puede secar 500 jamones al año pero que tiene en proyecto pasar a 5.000. Necesitamos ese cálculo energético». Se les ha pedido expresamente que se tengan en cuenta necesidades tanto públicas como privadas . Un ejemplo de ello consiste en la implantación de conexiones para la carga de vehículos eléctricos en un momento en el que existen planes oficiales para el despliegue de este tipo electrolineras por todo el territorio rural de España.

En la Junta reconocen que es un trabajo urgente por la premura y que muchos municipios tienen poco personal. No obstante, remarcan que es importante contar con una estimación de un volumen importante de energía que justifique llevar a cabo la opción B. Larrasa insiste en este punto. La Junta entiende que se pueda salir del paso poniendo en marcha la posición de la nueva subestación de Llerena en 2023 o 2024. Entre tanto, no se renuncie a una solución definitiva.

Una de las cuestiones que no se solucionan elevando la potencia de la línea existente es el volcado a la red de los proyectos de renovables . Sí facilita iniciativas en marcha y que afectan al núcleo industrial de Espiel , a las demandas de los alcaldes de la zona (que trabajan con una mano atada a la espalda en materia energética) o al desarrollo de iniciativas como la que comanda Covap en esta parte del territorio.

Una de las cuestiones que habrá que abordar en el futuro es que los promotores de renovables lleguen a acuerdos para invertir en una subestación propia . La claves es que, en estos momentos, todo el que está a más de 25 kilómetros del punto de vertido a la red tiene severos problemas de rentabilidad.