La transición energética no va solo de poner más placas y más aerogeneradores. También va de lograr que, cuando el sol cae o el viento cambia, la electricidad siga llegando con normalidad a casa, al metro o a una fábrica, sin sustos en la factura. Y eso exige flexibilidad.
En ese juego, el embalse de Alcántara, en la provincia de Cáceres, lleva años siendo una pieza clave. Allí se levanta la central hidroeléctrica José María de Oriol, con 957 MW de potencia instalada, apoyada en un embalse de 3.162 hectómetros cúbicos que funciona como un gran almacén de energía en forma de agua.
Un embalse enorme y una central que puede aportar potencia
La central José María de Oriol está situada sobre el río Tajo y es conocida como la central de Alcántara por su cercanía al municipio del mismo nombre. En su entorno confluyen también las aportaciones del Alagón y el Tiétar, dos afluentes que terminan sumándose al caudal del Tajo.
Las cifras ayudan a ponerlo en perspectiva sin adornos. El embalse de Alcántara II alcanza los 3.162 hectómetros cúbicos y se extiende unos 91 kilómetros, una escala que explica por qué se considera estratégica para el sistema hidroeléctrico de la zona.
La infraestructura no está pensada solo para producir. La presa cuenta con aliviaderos y desagües de fondo, y los aliviaderos de superficie suman una capacidad conjunta de 12.000 metros cúbicos por segundo, un detalle técnico que conecta con algo muy práctico, gestionar crecidas también forma parte del trabajo.
Por qué la hidráulica sigue importando en un mix cada vez más renovable
En 2025, España produjo más de la mitad de su electricidad con recurso renovable. Red Eléctrica sitúa esa cuota en el 55,5% a nivel nacional, y la eleva al 56,6% si se incorpora la estimación de autoconsumo, con una demanda que además creció un 2,8% hasta 256 TWh.
Cuando hay más solar y más eólica, la red necesita herramientas que reaccionen rápido. ¿Qué pasa cuando atardece y las placas bajan, pero el consumo sigue? La hidráulica aporta esa capacidad de ajuste, aunque su peso cambie con las lluvias, y eso se nota.
Los datos del mismo informe muestran por dónde van las necesidades del sistema. En 2025, la potencia instalada de almacenamiento se situó en 3.427 MW, de los cuales 3.331 MW correspondían a turbinación de bombeo y 96 MW a baterías, un reparto que explica por qué el bombeo sigue en el centro del debate.
El bombeo reversible que quiere convertir dos embalses en almacenamiento
Aquí entra el proyecto «José María de Oriol II», un esquema de bombeo reversible asociado a la presa. La idea es sencilla de imaginar, aunque la ingeniería sea compleja, usar electricidad en momentos de exceso para bombear agua hacia un embalse superior y recuperarla después dejando caer el agua para generar.
La declaración de impacto ambiental publicada en el BOE describe un sistema con 440 MW de potencia instalada y 16 GWh de almacenamiento energético. El diseño utiliza dos embalses de almacenamiento, Alcántara II como depósito superior y Cedillo como inferior, ambos alimentados de manera natural.
El documento detalla dos grupos equipados con turbina bomba reversible de 220 MW cada uno y una línea eléctrica subterránea de doble circuito de 400 kV y 867 metros hasta la subestación de José María de Oriol, operada por Red Eléctrica. También recoge una estimación de ahorro de emisiones que evitaría alrededor de 355.000 toneladas de CO2 al año, un cálculo ligado a la función del bombeo para integrar renovables.
La lupa ambiental sobre el Tajo y el Parque Natural Tajo Internacional
En la práctica, cualquier cambio en la operación de un gran embalse toca más piezas que la energía. Por eso el proyecto pasa por evaluación ambiental, con atención a los efectos de las variaciones de nivel y a los hábitats vinculados al río, en un tramo donde el Tajo también tiene valor natural y protegido.
La resolución del BOE menciona campañas de inventario y delimita un ámbito de estudio relacionado con el Parque Natural Tajo Internacional. También fija zonas de análisis aguas abajo de la presa y alrededor del eje del río para evaluar cómo pueden influir las oscilaciones del agua, una forma de decir que aquí no vale fiarlo todo a suposiciones.
Hay otro punto que suele quedar fuera de la conversación cotidiana. El BOE aclara que el cese y desmantelamiento de la instalación no se incluye en este procedimiento y que deberá abordarse en el futuro con un proyecto específico, con retirada de elementos, gestión de residuos y restauración del terreno.
Qué puede cambiar para el sistema y qué conviene no olvidar
Si el bombeo reversible avanza, el beneficio esperado es sobre todo de flexibilidad. Ayuda a aprovechar excedentes renovables y a cubrir horas complicadas, esas en las que la demanda sube y la generación solar baja, algo que se traduce en estabilidad para el usuario final, aunque no sea una promesa automática de factura más barata.
A la vez, conviene no perder de vista el condicionante principal, el agua. La hidráulica depende de la disponibilidad hídrica y de cómo se gestione una cuenca con muchas demandas y sensibilidades, así que la planificación energética y la ambiental tienen que ir de la mano, especialmente en el Tajo.
Y un último matiz. El documento oficial habla de un proyecto y de estimaciones, no de un resultado garantizado, y su desarrollo real dependerá de permisos, condiciones y operación final del sistema eléctrico. El marco técnico está sobre la mesa, ahora toca ver cómo se materializa.
La declaración de impacto ambiental del proyecto se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado.
