Las centrales hidráulicas reversibles han pasado de ser una pieza técnica del sistema eléctrico a convertirse en una cuestión estratégica. España necesita más almacenamiento para integrar renovables, reducir vertidos, ganar flexibilidad y sostener su hoja de ruta climática. Sin embargo, las trabas burocráticas son comunes mientras que esta tipología de proyectos exige una lógica única .
En este contexto, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha abierto una consulta pública previa para diseñar un procedimiento administrativo unificado que concentre en un solo itinerario la autorización energética, la evaluación ambiental y la concesión de aguas de estas instalaciones cuando la competencia corresponda al Estado.
Hoy, levantar una central reversible implica navegar por varios procedimientos paralelos, con órganos distintos, tiempos distintos y requisitos que no siempre avanzan acompasados.
Un solo expediente para una tecnología que hoy se tramita por fascículos
En la actualidad, una central hidráulica reversible debe superar un mosaico regulatorio que cruza energía, aguas, medio ambiente, acceso y conexión a red y, en su caso, otra normativa sectorial aplicable. Cuando se trata de instalaciones de más de 50 MW o de proyectos que afectan a más de una comunidad autónoma, la competencia recae en la Administración General del Estado.
Eso obliga al promotor a obtener, entre otros hitos, la autorización administrativa previa, la autorización de construcción, la autorización de explotación, una declaración de impacto ambiental favorable, la correspondiente concesión de aguas cuando proceda y el permiso de acceso y conexión otorgado por el gestor de la red.
Hasta ahora, la parte energética y la ambiental han logrado cierto grado de armonización, sobre todo en los trámites de información pública y consultas. Sin embargo, el componente relativo al dominio público hidráulico sigue discurriendo por un cauce propio. Y ahí aparece uno de los puntos importantes del problema.
Agua, red y medio ambiente no siempre avanzan a la vez
La consulta plantea que el sistema actual genera desajustes entre procedimientos que deberían estar alineados desde el principio. Esto se vuelve especialmente delicado cuando la concesión de aguas está sometida a concurrencia competitiva.
En ese escenario, puede ocurrir que un proyecto obtenga capacidad de acceso a la red, mientras otro termina logrando la concesión hidráulica. O que ambos pasos avancen sin una sincronía suficiente con la evaluación ambiental y las autorizaciones del sector eléctrico.
Por eso, el Ministerio quiere articular un procedimiento coordinado que integre la parte sustantiva energética, la ambiental y la concesional hidráulica. El objetivo es que el expediente sea más coherente, que se reduzcan las cargas administrativas y que los plazos de tramitación dejen de parecer una prueba de resistencia geológica.
Qué persigue la nueva norma
La futura regulación tiene varios fines concretos:
El primero es desarrollar reglamentariamente la posibilidad ya prevista en la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico, que contempla que, cuando el Estado sea competente tanto en materia energética como hidráulica, pueda tramitarse un expediente único con resolución integrada.
El segundo gran objetivo es coordinar mejor las concesiones de agua y los concursos de acceso a la red. Esto cobra relevancia en los nudos donde la capacidad esté reservada para concurso o en aquellos vinculados a políticas específicas, como los nudos de transición justa. La idea de fondo es simple y potente, que el proyecto que obtenga la reserva de capacidad en la red sea también el que pueda acceder a la concesión de aguas y continuar con el resto de autorizaciones.
El tercer propósito es operativo, reducir tiempos y simplificar cargas tanto para la Administración como para los promotores. No es poca cosa en una tecnología intensiva en capital, con desarrollos complejos y calendarios largos.
Por qué ahora. El almacenamiento ya no es un complemento, es sistema
España ha situado el almacenamiento en una posición central dentro de su estrategia energética. El PNIEC 2023-2030 fija el objetivo de alcanzar 22,5 GW de potencia instalada de almacenamiento en 2030, en línea con la Estrategia de Almacenamiento Energético y con la necesidad de integrar mayores volúmenes de renovables en el sistema.
Dentro de ese abanico tecnológico, las centrales hidráulicas reversibles conservan una ventaja que no necesita mucha poesía. Son una tecnología madura, conocida y capaz de almacenar grandes volúmenes de energía con elevada flexibilidad operativa. España, además, cuenta con experiencia técnica y parque hidroeléctrico sobre el que explorar nuevas opciones.
La Ley 7/2021 de cambio climático y transición energética prioriza, en las nuevas concesiones, aquellas soluciones que faciliten la integración de energías renovables. Y el Real Decreto-ley 8/2023 modificó el régimen de la Ley de Aguas para facilitar el desarrollo del almacenamiento hidráulico, otorgándole prioridad frente al uso industrial para producir electricidad convencional.
Los casos que contempla el diseño regulatorio
La consulta pública también anticipa que no todos los proyectos encajan en la misma casilla. El futuro procedimiento deberá ordenar distintas situaciones según dos grandes variables.
Agua
Habrá que distinguir entre proyectos vinculados a obras del Estado, sometidos a concurso público, y proyectos no vinculados a obras estatales, sujetos a los mecanismos de competencia de proyectos previstos en la normativa hidráulica.
Acceso a red
También habrá diferencias según el proyecto se ubique en nudos reservados para concurso, en nudos de transición justa o en puntos de la red sin esas particularidades.
Ese cruce de casuísticas explica por qué el Ministerio descarta soluciones parciales o de rango inferior. Unas simples instrucciones internas o circulares no bastarían para ordenar un esquema que afecta a competencias energéticas, hidráulicas y ambientales con impacto jurídico pleno.
Tenerife pone contexto. El bombeo deja de ser teoría de despacho
La ofensiva regulatoria llega, además, en un momento en el que el bombeo hidroeléctrico vuelve a ganar visibilidad con proyectos de gran escala. Uno de los ejemplos más recientes es el de Güímar, en Tenerife, donde el MITECO ha iniciado la tramitación de una nueva central de bombeo que figura entre las mayores infraestructuras previstas para la isla.
El proyecto contempla 200 MW de potencia de turbinación, 220 MW de bombeo y una capacidad de almacenamiento cercana a 3.200 MWh. Según la información oficial difundida por el Ministerio, esa energía sería suficiente para cubrir aproximadamente un tercio de la demanda eléctrica diaria de Tenerife. La inversión estimada supera los 1.000 millones de euros.
Más allá de las cifras, el caso ilustra bastante bien por qué el bombeo ha vuelto al centro del tablero. En sistemas insulares o con elevada penetración renovable, estas infraestructuras permiten reducir generación térmica, mejorar la seguridad de suministro y aprovechar mejor la electricidad limpia cuando la producción variable aprieta.
El bombeo empieza a moverse también en el mercado inversor
El renovado interés por esta tecnología no se limita a la regulación. También empieza a reflejarse en el movimiento de capital dentro del sector energético europeo. Un ejemplo reciente es la entrada de la suiza Alpiq en el proyecto CDR Navaleo, en León, su primera gran inversión en bombeo hidroeléctrico fuera de Suiza.
Tal como analizó Day-Ahead News en detalle, el proyecto contempla 535 MW de potencia de bombeo y ocho horas de almacenamiento, con una inversión estimada entre 420 y 450 millones de euros. Se trata de una instalación diseñada para absorber excedentes de generación renovable y devolver energía al sistema cuando la demanda lo requiera, reforzando la flexibilidad del mercado eléctrico.
Sin embargo, el calendario de este tipo de infraestructuras muestra hasta qué punto el bombeo sigue siendo una apuesta de largo recorrido. Incluso con apoyo institucional y reconocimiento europeo como Proyecto de Interés Común (PIC), la fase de construcción de una central reversible suele situarse en torno a seis o siete años, a lo que hay que añadir el tiempo necesario para estudios técnicos, ingeniería y decisión final de inversión.
El caso Navaleo refleja bien el momento que atraviesa esta tecnología en Europa. Mayor interés regulatorio, entrada de nuevos inversores y proyectos de gran escala, pero con desarrollos que todavía requieren horizontes largos y una planificación administrativa bien coordinada.
Consulta abierta hasta abril
El periodo de participación pública para esta iniciativa permanecerá abierto del 5 de marzo al 1 de abril de 2026. En esa fase, el Ministerio recabará observaciones sobre los problemas que se quieren resolver, la necesidad de la norma, sus objetivos y las posibles alternativas regulatorias.
No se contemplan opciones no regulatorias como respuesta suficiente. El propio documento defiende que el mandato legal exige un desarrollo reglamentario específico y que solo una norma con ese rango puede ofrecer una solución integral y con seguridad jurídica.
Una reforma administrativa con fondo energético
Ordenar mejor los permisos de las centrales reversibles equivale a despejar una parte del camino del almacenamiento en España. Y eso tiene consecuencias directas sobre la integración renovable, la flexibilidad del sistema, la reducción de emisiones y la eficiencia económica del despliegue energético.
Durante años, el almacenamiento se ha invocado como solución imprescindible mientras su marco práctico avanzaba con botas de plomo. Esta consulta no resuelve por sí sola ese desfase, pero sí reconoce algo esencial: que no basta con querer más bombeo, también hay que hacerlo tramitable.
