Almacenamiento de energía hidráulica

El almacenamiento de energía hidráulica por bombeo es la tecnología que permite guardar energía eléctrica en forma de agua elevada, para liberarla y convertirla de nuevo en electricidad cuando el sistema la necesita. Es, en esencia, una batería natural a gran escala.

Su funcionamiento se basa en dos embalses situados a distinta altura, conectados por una tubería forzada y equipados con turbinas reversibles:

• Cuando hay excedente de electricidad en la red —por ejemplo, un mediodía con mucha producción solar— esa energía se utiliza para bombear agua desde el embalse inferior hasta el embalse superior.
• Cuando la demanda sube, el agua del embalse superior desciende, pasa por las turbinas y genera electricidad de forma inmediata y gestionable.

Es exactamente como cargar una batería: la electricidad se almacena en forma de agua elevada, y la descarga es el agua cayendo. La gravedad hace el trabajo. No hay reacción química, no hay degradación, no hay fecha de caducidad.

Lo que hace especialmente valiosa esta tecnología es su doble función. Los grupos hidráulicos reversibles actúan como bombas cuando hay excedente —almacenando energía— y como turbinas cuando hay demanda —generándola—. La misma máquina hace los dos trabajos, adaptándose en tiempo real a lo que necesita el sistema en cada momento.

A esto se suma su velocidad de respuesta: una central de bombeo puede arrancar y suministrar potencia en cuestión de minutos, e incluso reiniciar la red eléctrica tras un corte total de suministro, lo que se conoce como arranque en negro (black start). Y en términos de durabilidad, las instalaciones de bombeo hidráulico funcionan durante décadas, con ciclos de vida que superan ampliamente los de otras tecnologías de almacenamiento, como las baterías de iones de litio.

Las formas de transporte y almacenamiento de la energía hidráulica funcionan en dos planos distintos y complementarios. Por un lado, el transporte del agua: galerías de conducción y tuberías forzadas trasladan el agua entre los dos embalses, tanto en el bombeo como en la generación. Por otro, el transporte de la electricidad: una vez generada en la central, la energía se eleva de tensión en los transformadores y se distribuye a través de líneas de alta tensión hasta los puntos de consumo. El almacenamiento, en cambio, ocurre en el propio embalse superior, en forma de energía potencial, a la espera de que la red la necesite.

Según describe el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, las centrales de bombeo son consumidoras netas de energía eléctrica: consumen más electricidad de la que después generan, debido a las pérdidas del proceso. Pero su valor no está en la eficiencia energética bruta, sino en el servicio que prestan al conjunto de la red: capacidad de regulación, seguridad de suministro y flexibilidad para integrar renovables.

Esta tecnología es una de las piezas clave dentro de las distintas soluciones de almacenamiento de energía que está desarrollando Repsol como parte de su apuesta por la generación baja en carbono.

El sistema eléctrico funciona sobre un principio físico: la energía que se produce tiene que consumirse en el mismo instante, o almacenarse. No hay margen. Cualquier desequilibrio entre producción y consumo afecta a la frecuencia y la estabilidad de la red, con consecuencias directas para el suministro.

Las fuentes renovables como la solar o la eólica generan electricidad cuando hay sol o viento, no necesariamente cuando hay demanda. La cuestión no es si son capaces de producir energía sino qué ocurre con ella cuando el sistema no la necesita en ese preciso momento.

Para entender la escala del reto, piensa en lo que ocurre cuando abres el grifo y el agua fluye sin que nadie la use… se va por el desagüe. Con la energía eléctrica pasa lo mismo, pero no hay desagüe. Es decir, si no hay donde almacenarla en el instante en que se produce, desaparece. Con la diferencia de que no puedes simplemente cerrar el grifo sin más, porque desconectar de golpe una fuente de generación afecta al equilibrio de toda la red.

La central de bombeo reversible de Aguayo cuenta con 360 MW de potencia instalada y una producción media anual de 700 GWh. Utiliza el embalse de Alsa como depósito inferior y el de Mediajo como depósito superior: los dos extremos de su batería natural.

Su papel en el sistema eléctrico va más allá de la generación. Aporta flexibilidad al sistema, estabiliza la frecuencia y el voltaje de la red, y actúa como respaldo firme ante variaciones bruscas de carga o generación. Su tecnología síncrona añade inercia al sistema, funcionando como amortiguador frente a los desbalances que introduce la generación variable.

En términos energéticos, Aguayo es un seguro: absorbe excedentes cuando sobra generación, los libera cuando la demanda sube y puede responder ante cualquier fallo del sistema. 

Más allá de la infraestructura, la ampliación tiene un impacto económico directo sobre Cantabria: una inversión de alrededor de 900 millones de euros que activará la cadena de proveedores local y sentará una base energética para el desarrollo industrial de la región.

Según el Informe del Sistema Eléctrico 2025 de Red Eléctrica, España cuenta con 3.427 MW de capacidad de almacenamiento instalada, de los cuales 3.331 MW corresponden a turbinación por bombeo y solo 96 MW a baterías. Ambas tecnologías no compiten: se complementan. Las baterías gestionan el corto plazo; el bombeo aporta almacenamiento estacional y estabilidad estructural al sistema.

El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) fija el objetivo de alcanzar 22,5 GW de capacidad de almacenamiento instalada en España para 2030, combinando bombeo, baterías y otras tecnologías. Empresas energéticas como Repsol tienen en marcha hasta 40 proyectos de bombeo en distintas fases de desarrollo, que podrían añadir 15.000 MW adicionales de capacidad.

España, con su orografía montañosa y su base hidroeléctrica existente, ocupa una posición privilegiada para aprovechar este potencial. Aguayo II es un ejemplo de cómo multiplicar la aportación de una infraestructura ya existente con el menor impacto posible, en lugar de construir una instalación completamente nueva.

Aguayo II forma parte de la estrategia de transición energética y sostenibilidad de Repsol, que impulsa proyectos de energías renovables a través de Repsol Renovables en distintos puntos de España.

Cuando encendemos la luz o cargamos el móvil, no pensamos en dónde estaba esa energía hace diez minutos. Pudo estar en el embalse de Mediajo, en forma de agua elevada, esperando el momento en que la red la necesitara.

Eso es el almacenamiento hidráulico: la garantía silenciosa de que la energía generada por el viento o el sol está disponible cuando la necesitamos, no solo cuando la naturaleza la produce.

Aguayo lleva cuatro décadas demostrando la fiabilidad de esta tecnología. Y con la ampliación en marcha, lo hará a una escala que lo coloca entre las infraestructuras energéticas más relevantes del sur de Europa.

Es una tecnología que permite guardar energía eléctrica en forma de agua elevada. Cuando hay excedente de electricidad en la red, esa energía se usa para bombear agua desde un embalse inferior a otro superior. Cuando la demanda sube, el agua desciende, mueve turbinas y genera electricidad de forma inmediata. Funciona como una batería natural a gran escala, sin degradación ni fecha de caducidad.

El transporte y el almacenamiento ocurren en planos distintos. El agua se traslada entre los dos embalses mediante galerías de conducción y tuberías forzadas, tanto al bombear como al generar. La electricidad, una vez producida, se transporta a través de líneas de alta tensión hasta los puntos de consumo. El almacenamiento propiamente dicho ocurre en el embalse superior, en forma de energía potencial, hasta que la red la necesita.

Aguayo II es el proyecto de ampliación de la central de bombeo reversible de Aguayo, en Cantabria, operativa desde 1982. La ampliación multiplicará su potencia instalada de 360 MW a aproximadamente 1.400 MW, convirtiéndola en la segunda mayor central de bombeo de España, con una producción prevista de 2.000 GWh anuales capaz de abastecer a más de 800.000 hogares.

Según el Informe del Sistema Eléctrico 2025 de Red Eléctrica, España cuenta con 3.427 MW de capacidad de almacenamiento instalada, de los cuales 3.331 MW corresponden a turbinación por bombeo hidráulico. El PNIEC fija el objetivo de alcanzar 22,5 GW de capacidad total de almacenamiento para 2030.

Un Proyecto de Interés Común (PCI) es una categoría reservada por la Unión Europea a infraestructuras clave para la integración energética del continente. Estos proyectos contribuyen a la interoperabilidad de las redes eléctricas, la seguridad del suministro y la reducción de emisiones de CO₂, y suelen tener acceso a financiación europea específica, como el mecanismo Connecting Europe Facility.

El bombeo hidráulico está orientado al almacenamiento estacional y de gran volumen, con una vida útil de varias décadas y sin degradación significativa. Las baterías son más eficaces para el almacenamiento de corta duración. En España, ambas tecnologías se complementan: el bombeo concentra 3.331 MW de los 3.427 MW de almacenamiento instalado, mientras las baterías cubren necesidades de respuesta más rápida.

La construcción de Aguayo II tiene una duración prevista de más de cuatro años, con una inversión total de aproximadamente 900 millones de euros y un pico de empleo directo en obra de alrededor de 1.000 personas.