La posguerra no le puso las cosas fáciles al grupo de ingenieros de Minero Siderúrgica de Ponferrada, la carbonera privada de referencia en España en aquel momento, cuando en 1945 se lanzaron a explotar el enorme potencial del sur de Galicia para la generación de electricidad con agua. Tenían inversores. El histórico Banco Pastor, el Santander y Eléctricas Leonesas, participada del Banco Central, se embarcaron en el proyecto de Saltos del Sil. Pero les faltaban medios y sobraban obstáculos en una comarca de orografía complicadísima y sin apenas comunicaciones. Aún así, la empresa pudo sacar adelante la central de San Esteban. Sus casi 254 megavatios (MW) le mantuvieron durante mucho tiempo a la cabeza de las hidroeléctricas del país. A ella se fueron sumando, entre otras, las centrales de Sequeiros (1952), Pontenovo (1953), Ponte Bibey (1965) y la de Conso, construida en 1975 durante la recta final de aquella etapa de efervescencia por las presas en la comunidad.
“Los embalses hidroeléctricos en el futuro no deben dedicarse exclusivamente a regularizar las aportaciones hidroeléctricas, sino como almacenes de energía destinados a subsanar las deficiencias en el suministro de energía que pueden producirse por cualquier causa”, destacaba la Revista de Obras Públicas del Colegio de Caminos, Canales y Puertos de Madrid en un artículo dedicado a los trabajos de la central de Conso. Entre esos posibles problemas, la publicación destacaba los periodos de sequía, los cambios bruscos de la demanda de los hogares y las empresas o los paréntesis de las centrales térmicas por averías o mantenimiento. Hace casi medio siglo era impensable que la gran razón para exprimir las hidroeléctricas como baterías gracias a la tecnología de bombeo vendría del bum del resto de renovables –básicamente eólica y fotovoltaica– y la necesidad de integrarlas en el sistema sin dañar la seguridad del suministro.
Con esos argumentos, Iberdrola ha solicitado la modificación de la concesión del aprovechamiento de la cuenca del río Bibey a la que pertenece la central de Conso para levantar otra nueva de 900 MW de turbinación y bombeo, lo que le convertiría en uno de los principales acumuladores eléctricos de Europa. “Es actualmente el sistema más eficiente para almacenar energía a gran escala, al ser más rentable y aportar estabilidad, seguridad y sostenibilidad al sistema eléctrico –asegura la multinacional en el documento inicial para la tramitación ambiental al que accedió FARO–, ya que mediante él se pueden generar y almacenar grandes cantidades de energía en un tiempo de respuesta muy rápido y sin crear ningún tipo de emisión a la atmósfera”.
Eólica y fotovoltaica dependen de que exista recurso para poder funcionar. Que haya viento y radiación solar y, además, el sistema eléctrico disponga de una predicción del tiempo lo suficientemente ajustada a lo que pasará para gestionar sin demasiados quebraderos de cabeza la cobertura de la demanda. Los más de 41.000 kilómetros de líneas que forman el esqueleto del transporte eléctrico en España funcionan como una especie de vasos comunicantes entre generación y consumo, en equilibrio siempre para evitar los temidos apagones. En el caso de los parques de aerogeneradores, hasta hace relativamente poco había el inconveniente añadido de los huecos de tensión. Los molinos se desconectaban de la red para protegerse frente a una alteración brusca de la tensión cuando, por ejemplo, los temporales son demasiado fuertes y las palas no dan abasto por la velocidad del viento.
Todo eso está más o menos corregido, pero el principal desafío ahora para integrar con comodidad ambas tecnologías es compatibilizar su actividad con el consumo. Son fuentes de energía más inestables –en las térmicas o nucleares basta con apretar un botón–, ganan terreno a pasos agigantados en el mix de generación por la acelerada descarbonización de la economía y la eólica suele producir más por la noche, justo cuando cae la demanda.
En este contexto y sin ninguna tecnología viable de momento para guardar electricidad en puntas de la generación, ¿qué aportan las centrales reversibles? Pues gastar la energía que sobra en las llamadas horas valle encendiendo una bomba hidráulica que empuja el agua de un depósito inferior para llenar el embalse convencional de la presa, más alto. Así el complejo queda listo para soltar el agua y mover las turbinas cuando el sistema necesite que le inyecten energía.
España cuenta actualmente con 3.329 MW de bombeo puro y entre los más de 17.000 MW de hidroeléctricas hay algunas instalaciones mixtas que combinan el almacenamiento con la función convencional. Tres de ellas están en Galicia, donde la potencia total en presas supera los 3.700 MW. Son Ponte Bibey, con 71,6 MW para bombeo; Soutelo (81,6 MW); y Conso (228 MW). Las dos últimas comparten zona y concesión. Su potencia era, según Iberdrola, “la adecuada en el momento de construcción”. “Sin embargo, con la finalidad de regular los excedentes de producción de las energías renovables no gestionables, se considera necesario implantar sistemas de almacenamiento energético como herramienta de flexibilidad”, señala la líder española en renovables, que destaca que la nueva central es “compatible con las características de los aprovechamientos ya existentes”.
No se contempla ningún embalse a mayores. Conso II se apoyará en las presas de Cenza y Bao, separados por un desnivel de 689 metros en el concello ourensano de Vilariño de Conso. El proyecto contempla la construcción de un circuito subterráneo de conexión entre ambos y una central en caverna equipada con tres equipos turbina-bomba de 300 MW para las dos funciones. El caudal máximo de cada grupo será de 51 metros cúbicos por segundo en modo turbina y 42 metros cúbicos por segundo en bombeo. La potencia total alcanzará los 900 MW y multiplicará por más de tres la capacidad actual para almacenar electricidad en Galicia, que sobresale como la comunidad que acumula la mayor cantidad de parques eólicos en cartera con derecho de conexión autorizado (7.700 MW) y en tramitación (2.700).
EL “MENOR” IMPACTO
“La solución adoptada para la proyección de Conso II se ha diseñado considerando las soluciones técnicamente viables que generen el menor impacto ambiental posible”, remarca la compañía presidida por Ignacio Sánchez Galán en la documentación remitida al Ministerio de Transición_Ecológica. Junto al uso de embalses ya existentes, Iberdrola asegura que la central “se ejecutará de forma subterránea minimizando las obras del entro del área que forma parte de la Red Natural 200” y las instalaciones y obras auxiliares estarán fuera de esta área. “La ampliación del sistema hidroeléctrico existente tendrá un impacto nulo en los restantes usuarios de los recursos hidráulicos del río Bibey aguas abajo –añade–. Esto es debido a que la regulación efectuada por el embalse inferior de Bao permite que el régimen de caudales saliente del sistema no se altere por el ciclo de bombeo-turbinación introducido por medio del nuevo bombeo”.
Muy cerca de la cuenca del río Bibey, en el Alto Támega al norte de Portugal, Iberdrola está desarrollando otro complejo hidroeléctrico de 1.158 MW repartidos en tres centrales con una inversión de más de 1.500 millones de euros. Es también reversible con algo menos de los 900 MW previstos para Conso II. En su última visita a la gigabatería para conocer de primera mano el avance de las obras, Sánchez Galán avanzó la posibilidad de extender el bombeo a otras de sus presas en España. Sin muchos más detalles. “Iberdrola desarrolla diferentes actuaciones en la zona con el objetivo de iniciar el proceso de análisis de futuras inversiones en los próximos años”, señala el grupo en respuesta a FARO por el proyecto que ya finalizó la fase previa de la tramitación ambiental. “La compañía –añade– no tomará decisiones sobre esta posible inversión hasta asegurarse que el proyecto es medioambiental, técnica y económicamente viable”. Por esa misma razón tampoco quiere desvelar el más que probable presupuesto multimillonario.
Las centrales reversibles “vecinas” de couso II
La presa de bombeo más grande de Europa
Iberdrola gestiona en el río Júcar, en Valencia, la mayor central de bombeo en Europa. La Muela II entró en funcionamiento en octubre de 2013 después de siete años de obras y una inversión de 350 millones de euros. Su producción anual ronda los 800 gigavatios hora (GWh), el equivalente al consumo de 200.000 hogares, y duplica la capacidad de suministro que hasta ahora tenía La Muela I. La potencia en bombeo alcanza los 1.280 MW.
El almacén al norte de Portugal
A poco más de 60 kilómetros al sur de Verín, la multinacional presidida por Ignacio Sánchez Galán desarrolla una triple central hidroeléctrica alimentada por el río gallego Támega. Irán entrando en operación sucesivamente y estará lista al completo en 2023. Supera los 1.100 MW de potencia en turbinación y en bombeo tendrá 880.
