El embalse icónico de Salamanca que creó una isla de energía para que volviera la luz tras el apagón

Entre un mar de incógnitas y con muchas lagunas, el diagnóstico oficial sobre el apagón total del pasado 28 de abril aflora una pequeña certeza que confirma el papel crucial de las centrales hidroeléctricas de la provincia y del sistema del Duero. Y es que fue en las centrales de bombeo de Salamanca y la vecina Zamora donde se empezó a ver la luz para España, junto con algunas centrales de de ciclo combinado y las interconexiones desde países con los que compartimos sistema eléctrico.

En concreto, las centrales de reversibles o de bombeo, capaces de arrancar desde cero y sin necesidad de energía externa, fueron las primeras en suministrar electricidad al sistema para revertir el histórico apagón del Lunes de Aguas.

La vicepresidenta y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, ha presentado este martes al Consejo de Ministros el informe del Comité para el análisis de las circunstancias que concurrieron en la crisis de electricidad del 28 de abril de 2025, aprobado esta misma mañana por el Consejo de Seguridad Nacional.

El documento concluye que el incidente tuvo un origen multifactorial, con una cascada temporal de sucesos que desequilibraron progresivamente el sistema y culminaron con el cero eléctrico peninsular por sobretensión. Términos que dicen poco y que no aclaran dónde se produjo el o los problemas concretos.

Sí que especifica que, tras un par de oscilaciones previas, el sistema empezó a sufrir pérdidas de generación entre las 12:32.57 y las 12:33.18, justo antes del 'cero absoluto'. La tensión empezó a subir de forma rápida y sostenida, y se registraron numerosas y progresivas desconexiones de instalaciones de generación en Granada, Badajoz, Segovia, Huelva, Sevilla, Cáceres y otras provincias. Así se produjo el apagón.

Lo que pasó después ya se sabía y las centrales hidroeléctricas reversibles del Duero tuvieron un papel capital. El suministro empezó a reponerse gracias a las aportaciones de energía de las interconexiones con Francia y Marruecos, y de la producción de centrales de arranque autónomo (hidroeléctricas) en la cuenca del Duero y otros puntos peninsulares, que fueron conformando islas crecientes de energía.

Tal y como marcaban los procedimientos, se activó el mecanismo de reposición, un especie de protocolo para reiniciar el sistema, en el que las hidroeléctricas eran clave. Las empresas del sector, a las órdenes de Red Eléctrica en esta situación, activaron en primer lugar varias tecnologías; entre ellas, todas las centrales hidroeléctricas y las centrales de ciclo combinado, que queman gas. Y un tipo de estos centros de generación destacó por encima de todas: las centrales hidroeléctricas de bombeo.

Estas centrales pasan a operar a pleno rendimiento en menos de tres minutos y son las que con mayor rapidez pueden producir energía para insuflarla en el sistema y poder acercar la cantidad producida a la demandada, lo primero que había que hacer para recuperar el suministro. Y de ellas hay dos en Salamanca y Zamora desginadas para entrar las primeras en funcionamiento, las de Aldeadávila y Ricobayo.

La tecnología hidroeléctrica de bombeo permite almacenar energía a gran escala y está en pleno desarrollo. Es capaz de generar gran cantidad de energía con un tiempo de respuesta muy rápido con un rendimiento muy superior a las mejores baterías.

Su misión principal consiste en almacenar el agua en los momentos de menor demanda y aprovecharla para generar energía en las horas de mayor consumo. Este invierno las grandes presas han tenido sus embalses de referencia llenos de agua. ¿Cómo funcionan? Se usa la electricidad para subir el agua a una presa superior; cuando hace falta generación, la dejan caer.

Como resultado, a las 22.00 h casi el 50% de la demanda del país tenía electricidad, y esta cobertura siguió creciendo hasta el 99,95% a las 7.00 h del día 29. En el caso de Salamanca, y gracias al arranque de las centrales de bombeo, la provincia fue una de las primeras en recuperar un alto porcentaje del suministro.

El informe del comité para el análisis de la crisis de electricidad sobre el apagón del pasado 28 de abril ha concluido que el factor más determinante fue que el sistema no disponía de suficiente capacidad de control de tensión dinámica.

Sobre el control de tensión, según reveló Aagesen, contribuyó el hecho de que la programación de Red Eléctrica de plantas con capacidad de hacerlo fue la menor del año 2025, algo a lo que se sumó que una de las plantas que reciben retribución por ello se declaró indisponible y no fue sustituida.

Pese a la baja programación, según la vicepresidenta, los grupos disponibles deberían haber sido capaces de controlar la tensión pero no lo hicieron, ya que no operaron de la forma esperada. En cuanto a las causas que incrementaron la tensión, señaló la baja demanda, que la red es muy tupida y las dos oscilaciones previas al apagón, que una fue de origen anómalo y producida por una planta en la Península, aunque aseguró que fueron bien gestionadas.

Por otro lado, el informe concluye también que entre las primeras plantas que se desconectaron, algunas lo hicieron de «forma indebida »acelerando la reacción en cadena que llevó al cero eléctrico.

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