El gran potencial hidroeléctrico de Castilla y León, clave para devolver la luz en las primeras horas tras el gran apagón

Posted on 5 mayo, 2025

El apagón, inédito en su magnitud y duración, que se produjo a las 12.33 horas del pasado lunes 28 de abril en toda España y Portugal, deja muchas lecturas e interrogantes aún sobre la actividad y comportamiento del sistema eléctrico español. En apenas cinco segundos, el 60% de la energía que se estaba produciendo en el país, unos 15 Gigawatios, desapareció. De repente. Hay que tener que cuenta que una de las claves de cualquier sistema eléctrico es la adecuación entre la oferta y la demanda. Si no casan ambas siempre hay problemas.

Según asegura la propia Red Eléctrica de España (REE), que gestiona la red eléctrica nacional, “dado que la energía en forma de electricidad no puede almacenarse en grandes cantidades, para satisfacer todas las necesidades eléctricas es necesario producir la misma cantidad que se consume. Esto requiere un equilibrio constante entre la demanda y la generación o inyección de electricidad en cualquier momento del día. Para lograr este equilibrio, realizamos pronósticos de demanda de electricidad en diferentes períodos de tiempo para cada hora del día utilizando modelos predictivos estadísticos inteligentes que consideran múltiples variables, incluidos factores importantes como patrones de trabajo y condiciones climáticas»·. Con un 60% de la energía generada desaparecida en cinco segundos era imposible evitar el apagón. No había tiempo ni margen para enganchar al sistema a nuevas unidades productivas para reestablecer el equilibrio.

Los sistemas eléctricos nacionales de toda la Unión Europea funcionan con una misma frecuencia de 50 hercios (Hz). Para evitar problemas e incluso un colapso del mismo, ex imprescindible que exista un equilibrio dinámico entre generación y demanda. Que nadie se quede sin la electricidad que demanda pero que tampoco la oferta en un punto supere a la demanda real en ese momento. De ahí la complejidad de la gestión eléctrica y la importancia de “electricidades estables”.

Hidroeléctricas
En la vuelta a la normalidad del suministro, que a primeras horas de la madrugada del martes alcanzó ya al 90% del mercado eléctrico español, han desempeñado un papel esencial tanto las centrales hidroeléctricas como las plantas de ciclo combinado. Especialmente las centrales de bombeo, que son las más rápidas en generar energía por su alta capacidad de almacenamiento.

En Castilla y León, centrales hidroeléctricas como las de Villarino y Aldeadávila en la provincia de Salamanca han sido claves en el “rearme” en sus primeras horas del sistema eléctrico español tras el apagón del lunes 28 de abril.  Durante el año 2024, Castilla y León fue la segunda productora española en energía de origen hidráulico solo por detrás de Galicia, alcanzando los 8.792 Gwh.

La energía hidráulica de Castilla y León se obtiene a partir de las corrientes de los ríos Alberche, Sil y Duero. En las cuencas de los ríos Duero y Ebro hay numerosas centrales hidroeléctricas, entre otras están las de Burguillo, Rioscuro, Las Ondinas, Cornatel, Bárcena, Aldeadávila I y II, Saucelle I y II, Castro I y II, Villalcampo I y II, Valparaíso y Ricobayo I y II.

A lo largo de la cuenca fluvial del Duero, con una superficie de más de 75.000 Km², una serie de embalses situados en diferentes ríos forman todo el sistema de obtención de energía eléctrica. Los embalses más grandes son los de Ricobayo en el río Esla, con 1.143,3 Hm³ de capacidad y el de Almendra río Tormes, con 2.648 Hm³.

En los próximos años jugarán un papel esencial en la estabilidad del sistema eléctrico los proyectos de bombeo hidráulico reversible, como los de Torre del Bierzo en León o Velilla del Río Carrión en Palencia.

Problemas de interconexión
Uno de los más graves problemas a los que se enfrenta la seguridad y estabilidad del sistema eléctrico español está en que las interconexiones con Francia y el resto de Europa están en la actualidad muy por debajo de lo recomendable. Incluso reconocido por la propia REE. “La Unión Europea aboga por el desarrollo de un mercado interior de la energía suficientemente interconectado para que la energía pueda circular libremente entre todos los Estados miembros en un sistema más robusto, eficiente y descarbonizado. En este sentido, el Consejo Europeo estableció como objetivo a los países miembros, alcanzar un nivel de interconexión de al menos el 10% en 2025 y del 15% en 2030, con el resto de la Unión Europea.

En la actualidad el sistema eléctrico español está conectado con los sistemas de Francia, Portugal, Andorra y Marruecos. Concretamente, nuestra interconexión con Francia es la puerta de conexión de la Península Ibérica con el resto de Europa. La capacidad de intercambio de esta interconexión ronda los 3 GW, lo que representa un bajo nivel de interconexión para la península. El nivel de interconexión internacional se calcula comparando la capacidad de intercambio con otros países con la capacidad de generación en nuestro sistema”. El ratio de interconexión actual del mercado español con los sistemas europeos a través de Francia es del 2%.

Centrales nucleares
El apagón ocurrido a las 12.33 del lunes 28 tuvo un efecto inmediato sobre la actividad de las centrales nucleares españolas, de las que solo tres reactores -entre ellos uno de Almaraz- se encontraban en ese momento en funcionamiento. El Consejo de Seguridad Nuclear informó a las 14,30 del mismo lunes  que “los titulares de las centrales nucleares españolas han notificado al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) la declaración de situación de prealerta de emergencia –según sus Planes de Emergencia Interior (PEI)-, debido a la pérdida de suministro eléctrico exterior. Este suceso no ha tenido impacto en los trabajadores, el público o el medioambiente.

Ante esta situación imprevista (pérdida de suministro eléctrico exterior de todo el parque nuclear), los reactores de las centrales que estaban en funcionamiento (Almaraz II, Ascó I y II, Vandellós II) han parado automáticamente -de acuerdo a su diseño- y sus generadores diésel de salvaguardias han arrancado y mantienen las centrales en condición segura. Asimismo, los generadores diésel de las plantas de Almaraz I, Cofrentes y Trillo (en situación de parada previa a esta situación) han arrancado según diseño y se encuentran en situación segura·.

Ya a las 00,30 horas del martes 29 de abril, el Consejo de Seguridad Nuclear confirmaba que  “el titular de la central nuclear Almaraz (Cáceres) ha notificado al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) el cese de la situación de prealerta de emergencia al haber recuperado de forma estable la alimentación eléctrica desde el exterior. La central Cofrentes (Valencia) también ha recuperado el suministro eléctrico exterior pero mantiene la situación de prealerta–según su Plan de Emergencia Interior (PEI)-. Por su parte, la planta nuclear Trillo (Guadalajara), parada por recarga de combustible y también en prealerta, continúa en situación segura, alimentada eléctricamente desde sus generadores diésel”.

Lectura obligada
Un muy interesante documento editado por la propia REE bajo el título de “Criterios de Ajuste y Coordinación de Protecciones en la red peninsular de Alta Tensión de Transporte y Distribución” se explican con gran detalle y análisis técnico cómo se garantiza el suministro eléctrico en el mercado español.

https://www.ree.es/sites/default/files/14_OPERACION/Documentos/protecciones-red-peninsular-2017.pdf