Galicia aparece en el mapa con un proyecto que puede cambiar rutinas diarias.
España da un paso más en almacenamiento eléctrico con un plan que apunta a Ourense. La iniciativa, aún pendiente de autorizaciones, suma inversión privada, obra subterránea y empleo local. Su función será guardar energía barata y soltarla cuando el sistema más la necesite.
La provincia elegida y el plan de obra
La ubicación señalada es Ourense. Allí, en la cuenca del Sil, Iberdrola plantea Conso II, una instalación de bombeo reversible que conectaría los embalses existentes de Bao y Cenza. El proyecto aprovecha un desnivel natural que aporta rendimiento energético sin levantar nuevas presas.
Conso II prevé 1.800 MW de potencia y 1.500 millones de euros de inversión privada en Ourense.
El diseño es mayoritariamente subterráneo. Las galerías y las cavernas de máquinas quedarán ocultas bajo la roca, lo que reduce el impacto visual y refuerza la seguridad frente a fenómenos meteorológicos. La obra se programaría por fases y podría arrancar en 2025 si la tramitación avanza.
Qué se construirá bajo tierra
El corazón de la central será una caverna con turbinas-reversibles. Funcionarán como generadores al soltar agua y como bombas cuando haya exceso de electricidad. Las conducciones unirán los depósitos existentes, con compuertas y equipos de control digital para operar a gran velocidad.
La reserva almacenable ronda 58 millones de kWh, suficiente para cubrir picos de demanda de una gran ciudad.
Cómo funcionará el almacenamiento por bombeo
El bombeo reversible guarda energía elevando agua a un nivel superior cuando la electricidad es abundante y barata, a menudo al mediodía por la fotovoltaica o en noches ventosas. Después, el sistema turbinará ese agua en las horas caras —tarde y primeras horas de la mañana— estabilizando los precios y la red.
Conso II aspira a operar con un salto hidráulico cercano a 690 metros. Este desnivel multiplica la energía útil por cada metro cúbico turbinado. La eficiencia de ida y vuelta en este tipo de instalaciones suele situarse entre el 75% y el 80%, por lo que el diseño busca minimizar pérdidas mecánicas y eléctricas.
De dónde llega la energía barata del día
- Exceso solar en mediodía: vertidos reducidos y mejor aprovechamiento de la fotovoltaica.
- Viento nocturno: más horas de operación para la eólica sin necesidad de parar aerogeneradores.
- Interconexiones: posibilidad de absorber excedentes cercanos y responder a picos regionales.
El objetivo es transformar kilovatios-hora sobrantes de día en kilovatios-hora útiles por la tarde, cuando sube la demanda doméstica.
Impacto para tu bolsillo y para la red
Más almacenamiento reduce volatilidad. Si el bombeo compra energía en horas baratas y la vende en horas caras, comprime la diferencia entre ambas. Menos picos implica menos sobresaltos en el mercado mayorista, y eso tiende a reflejarse en la factura, sobre todo en tarifas indexadas.
La central aportará inercia eléctrica y respuesta rápida. Podrá sostener frecuencia, aportar potencia de reserva y reactivar la red tras incidentes graves. Ese conjunto de servicios reduce apagones, evita vertidos renovables y permite integrar más placas y aerogeneradores sin comprometer la estabilidad.
Servicios que aportará al sistema
- Control de frecuencia y regulación secundaria en segundos.
- Reserva rápida para cubrir huecos de generación térmica.
- Capacidad de arranque en negro para recuperar la red tras fallos.
- Gestión de congestiones en momentos de viento fuerte o sol abundante.
Costes, calendario y empleo
La inversión estimada asciende a 1.500 millones de euros. La ejecución completa podría prolongarse seis años a partir del inicio de obra. La fase de construcción demandaría perfiles técnicos, obra civil, metalurgia, transporte y montaje.
Hasta 3.000 empleos durante la obra, con efectos arrastre sobre proveedores y servicios locales.
En operación, el equipo se reduce, pero crea empleo cualificado estable en mantenimiento, inspección, ciberseguridad y explotación. La recaudación fiscal y los contratos con pymes de la zona multiplican el impacto en la economía provincial.
Retos y condicionantes ambientales
El proyecto usa embalses ya construidos, lo que disminuye afecciones. Aun así, requiere un estudio ambiental detallado: caudales ecológicos, hábitats ribereños, conectividad de fauna y gestión de sedimentos. Las galerías subterráneas reducen afecciones paisajísticas y acústicas.
La disponibilidad de agua condiciona la operación en periodos de sequía. La explotación debe respetar los niveles de los embalses y los usos existentes, desde el abastecimiento hasta el caudal del río. Los planes de vigilancia incluyen calidad del agua, ruido de obra y seguimiento de biodiversidad.
Cómo comparar Conso II con otras centrales
España ya opera La Muela (Valencia), referente europeo de bombeo. Francia cuenta con Grand’Maison, muy próxima en potencia instalada. Conso II se plantea en la misma liga de capacidad instantánea, con un salto útil que favorece la eficiencia.
| Instalación | País | Potencia (MW) | Almacenamiento (aprox.) |
|---|---|---|---|
| Conso II (proyecto) | España | 1.800 | 58 millones kWh |
| Grand’Maison | Francia | 1.800 | decenas de millones kWh |
| La Muela | España | ≈1.700 | decenas de millones kWh |
Según la documentación preliminar, Conso II aspira a superar a La Muela en potencia y situarse al nivel de Grand’Maison, con una producción anual estimada en torno a 4.000 GWh si la hidrología lo permite.
Qué puedes esperar a partir de 2025
Si la construcción arranca en 2025, el grueso del movimiento de tierras y galerías ocupará los primeros años. Después llegarán equipos electromecánicos, turbinas-reversibles y sistemas de control. La entrada en servicio se haría por etapas, con pruebas parciales y operación progresiva.
Para los hogares, el efecto vendrá por dos vías: mayor penetración renovable sin vertidos y amortiguación de precios en las horas caras. Para la industria, destaca la reducción de riesgos por paradas y la posibilidad de contratos más estables cuando el almacenamiento actúe como “amortiguador” del mercado.
Riesgos, oportunidades y reglas del juego
- Riesgos: sequías prolongadas, retrasos administrativos, encarecimiento de materiales y oposición local.
- Oportunidades: más ingresos por servicios de red, menos CO₂, integración renovable y empleo cualificado.
- Reglas: la rentabilidad depende del diferencial horario de precios y de cómo se remuneren los servicios de flexibilidad.
Una simulación sencilla ilustra el valor: si el bombeo compra a 40 €/MWh al mediodía y vende a 100 €/MWh al atardecer, la diferencia bruta es 60 €/MWh. Con una eficiencia del 78%, el margen operativo real ronda 46-48 €/MWh antes de peajes y costes fijos. Ese mecanismo incentiva desplazar energía desde horas baratas hacia horas caras y suaviza el mercado.
Por qué Ourense y qué gana Galicia
El salto topográfico, la proximidad a recursos renovables y la existencia de embalses previos sitúan a Ourense como candidata idónea. Galicia refuerza su papel en la transición energética al sumar almacenamiento a la eólica y la hidráulica ya instaladas. La obra dejaría capacidad para gestionar temporales de viento y picos solares sin perder energía por vertido.
Más flexibilidad significa menos picos de precio, más estabilidad de suministro y menos dependencia de combustibles fósiles.
El proyecto encaja con los objetivos climáticos europeos y con la tendencia del sistema español: más renovables, menos emisiones y más herramientas para equilibrar la red. Si se aprueba, Ourense podría convertirse en un nodo clave de esa arquitectura energética de nueva generación.
