Parque eólico Nordés cancelado: Greenalia pierde 67 MW y recupera 5,8M€ en garantías

Datos clave

Un proyecto eólico de 67,2 MW con seis años de tramitación a sus espaldas acaba de cancelarse, no por falta de viento ni de inversión, sino por algo cada vez más frecuente en España: la imposibilidad de conectarse a la red eléctrica de transporte. Greenalia Wind Power Nordés, SLU ha presentado desistimiento formal ante la Dirección General de Política Energética y Minas, que lo ha aceptado mediante resolución publicada el 20 de octubre de 2026.

El fundamento legal del rechazo es el artículo 53.1.a) de la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico, que exige el permiso de acceso y conexión a la red de transporte como requisito imprescindible para obtener la autorización administrativa previa. Sin ese permiso, el expediente no puede avanzar.

¿Qué establece esta normativa?

La resolución acepta el desistimiento presentado por Greenalia Wind Power Nordés, SLU respecto a la solicitud de autorización administrativa previa del parque eólico «Nordés» y su infraestructura de evacuación. Los efectos concretos son los siguientes:

• Se da por concluido el expediente de autorización del parque Nordés (67,2 MW) en las provincias de Lugo y A Coruña.
• Se desacumula el expediente del parque Nordés del parque Mistral, que continúa su tramitación de forma independiente.
• Se reconoce el derecho del promotor a solicitar la devolución de las garantías depositadas, por un importe total de 5,824 millones de euros.
• El motivo determinante es la imposibilidad sobrevenida de obtener permiso de acceso y conexión a la red de transporte, tras intentarlo sucesivamente en las subestaciones Meirama 220 kV y Abegondo 220 kV, ambas sin capacidad disponible.

El proyecto había sido iniciado en 2020. Durante seis años, el promotor mantuvo activo el expediente y las garantías inmovilizadas, hasta que la saturación de la red de transporte en la zona hizo inviable cualquier punto de conexión alternativo.

Impacto económico y operativo

Para Greenalia, la cancelación supone el fin de una inversión de desarrollo sostenida durante seis años. La recuperación de los 5,824 millones de euros en garantías es el único retorno tangible inmediato, pero no compensa los costes de tramitación, estudios técnicos, ingeniería y gestión acumulados desde 2020.

Desde una perspectiva sectorial, este caso tiene implicaciones más amplias:

• Coste de oportunidad elevado: 67,2 MW cancelados equivalen a capacidad de generación renovable que no se incorporará al sistema en el corto plazo en esa zona de Galicia.
• Capital inmovilizado: Las garantías de 5,824 millones de euros estuvieron bloqueadas durante años sin generar retorno, un coste financiero real para el promotor.
• Efecto sobre el parque Mistral: La desacumulación de expedientes es una señal positiva para Mistral, que ahora tramita de forma independiente y sin la carga del expediente cancelado.
• Señal de mercado: La saturación de subestaciones clave como Meirama 220 kV y Abegondo 220 kV en Galicia es un indicador de que la red de transporte no ha crecido al ritmo de las solicitudes de conexión.

¿A quién afecta?

• Greenalia Wind Power Nordés, SLU: Promotor directo afectado por la cancelación y beneficiario de la devolución de garantías.
• Greenalia (grupo): El parque Mistral, desacumulado, continúa su tramitación y puede verse afectado o beneficiado por la resolución del cuello de botella en la red.
• Promotores eólicos en Galicia: Cualquier empresa con proyectos pendientes de conexión en las subestaciones Meirama o Abegondo debe revisar su situación de acceso.
• Inversores en renovables en España: Este caso refuerza la necesidad de auditar el estado del permiso de acceso y conexión antes de comprometer capital en desarrollo de proyectos.
• Asesores y consultores de energía: Deben incorporar el riesgo de acceso a red como variable crítica en la due diligence de proyectos eólicos.
• Administración y Red Eléctrica (REE): La acumulación de desistimientos por este motivo presiona para acelerar las inversiones en ampliación de la red de transporte.

Ejemplo práctico

Un promotor eólico gallego tiene en cartera un proyecto de 50 MW cuya solicitud de conexión apunta a la subestación Abegondo 220 kV, la misma que Greenalia intentó usar para el parque Nordés sin éxito. Ante la resolución publicada el 20 de octubre de 2026, este promotor debe actuar de inmediato:

1. Verificar con Red Eléctrica de España el estado actual de capacidad disponible en Abegondo 220 kV.
2. Evaluar subestaciones alternativas en la zona, asumiendo que Meirama 220 kV también está saturada según los datos de este expediente.
3. Calcular el coste de inmovilización de garantías si el proyecto se prolonga sin permiso de acceso: a escala de 5,824 millones de euros por 67,2 MW, la ratio es de aproximadamente 86.700 euros por MW en garantías depositadas.
4. Valorar si continuar el desarrollo o presentar desistimiento antes de acumular más costes de tramitación.

Este ejercicio ilustra por qué el permiso de acceso y conexión debe resolverse antes de comprometer recursos significativos en el desarrollo de un parque eólico.

¿Qué deben hacer las empresas ahora?

1. Auditar el estado del permiso de acceso y conexión de todos los proyectos eólicos en cartera, especialmente en Galicia. Sin este permiso, la autorización administrativa previa no puede obtenerse (art. 53.1.a Ley 24/2013).
2. Revisar la situación de las subestaciones objetivo: Meirama 220 kV y Abegondo 220 kV están confirmadas como saturadas según este expediente. Identificar alternativas antes de seguir invirtiendo en desarrollo.
3. Calcular el coste de oportunidad de las garantías inmovilizadas: a razón de ~86.700 euros por MW (ratio del caso Nordés), proyectos de gran tamaño acumulan un coste financiero real mientras esperan conexión.
4. Evaluar la desacumulación de expedientes: si tienes proyectos agrupados en un mismo expediente, la resolución del Nordés muestra que es posible desacumularlos para que los viables continúen su tramitación de forma independiente.
5. Solicitar la devolución de garantías si ya se ha presentado o se va a presentar desistimiento, siguiendo el procedimiento aplicable ante la Dirección General de Política Energética y Minas.
6. Incorporar el riesgo de acceso a red como criterio de go/no-go en la fase de due diligence de nuevos proyectos, antes de comprometer presupuesto de desarrollo.

Fuente oficial

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Aviso: Este artículo tiene carácter meramente informativo y no constituye asesoramiento legal. Para decisiones específicas, consulte a un profesional cualificado. Fuente: https://www.boe.es/diario_boe/txt.php?id=BOE-A-2026-21859