Agua y energía: producción hidroeléctrica en España

Abstract

RESUMEN La evolución de la energía hidroeléctrica en España en las últimas décadas ha sido siempre creciente, aunque la participación de ésta en el total de eléctrica producida ha ido disminuyendo. Las modernas tecnologías de regulación y control han aumentado la eficiencia de las centrales y del aprovechamiento del recurso agua. Palabras clave: agua, energía, hidroelectricidad, España. ABSTRACT The evolution of the hydroelectric power in Spain during the last decades has always been increasing, though its proportion with respect to the total of produced electricity has been diminishing. The modern technologies of regulation and control have increased the efficiency of the hydroelectric industries and of the utilization of the water resources.

Full text

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Investigaciones Geográficas, nº 51 (2010) pp. 107-129
ISSN: 0213-4691
Instituto Interuniversitario de Geografía
Universidad de Alicante
Fecha de recepción: 13 de enero de 2010. Fecha de aceptación: 10 de marzo de 2010.
AGUA Y ENERGÍA:
PRODUCCIÓN HIDROELÉCTRICA EN ESPAÑA
Cayetano Espejo Marín
Departamento de Geografía. Universidad de Murcia
Ramón García Marín
Departamento de Ciencias del Territorio. Universidad de Extremadura
RESUMEN
La evolución de la energía hidroeléctrica en España en las últimas décadas ha sido
siempre creciente, aunque la participación de ésta en el total de eléctrica producida ha
ido disminuyendo. Las modernas tecnologías de regulación y control han aumentado la
eficiencia de las centrales y del aprovechamiento del recurso agua.
Palabras clave: agua, energía, hidroelectricidad, España.
ABSTRACT
The evolution of the hydroelectric power in Spain during the last decades has always
been increasing, though its proportion with respect to the total of produced electricity
has been diminishing. The modern technologies of regulation and control have increased
the efficiency of the hydroelectric industries and of the utilization of the water resources.
Key words: water, energy, hydroelectricity, Spain.
1. Introducción
Hasta finales del siglo XIX, en 1884, no se descubre el mecanismo que hace posible
la transmisión de grandes cantidades de energía eléctrica a muy lejanas distancias, per-
mitiendo, de este modo, satisfacer necesidades eléctricas muy distribuidas en el espacio
geográfico a partir de una central de producción. En España, las instalaciones de transporte
de electricidad se inauguran en 1901, con la construcción de la primera línea de alta tensión
entre el Molino de San Carlos, en el río Ebro, y Zaragoza, con una longitud de 30 km. En
Andalucía, una primera línea de muy alta tensión para aquella época (50 kilovoltios) se
inauguró en 1908 para transportar a Sevilla la producción eléctrica del salto de El Corchado,

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en la provincia de Málaga. Estas instalaciones constituyen el punto de partida de lo que,
a lo largo del tiempo, llegaría a ser una gran red nacional de transporte y distribución de
energía eléctrica (Martínez-Val, 1994).
La hidroelectricidad es una forma tradicional y al mismo tiempo alternativa de producción
eléctrica, debido a su carácter de limpia, renovable y de producción instantánea. El agua
es un recurso renovable de gran capacidad de acumulación, alta flexibilidad, rapidez de
respuesta y elevada potencia unitaria. Sin embargo, la hidroelectricidad tiene también sus
inconvenientes derivados de sus fluctuaciones productoras y por la necesidad de inundar
espacios, sobre todo cuando los grandes grupos necesitan de embalses reguladores, con lo
que pueden entrar en conflictos con otras actividades. Los aprovechamientos hidroeléc-
tricos no consumen agua, pero consumen espacio y, de cualquier modo, generan diversos
conflictos y tensiones entre otros usos del agua a escala espacio-temporal de año y cuenca
(Molina y Montiel, 2004).
En el contexto de una central hidroeléctrica se distinguen tres elementos principales: la
obra civil, que se construye para crear el salto y conducir el agua; el equipo hidromecánico
empleado para transformar la energía potencial o cinética del agua en energía aprovechable
en un eje; y el equipo eléctrico adecuado. La historia de los aprovechamientos hidroeléctricos
está marcada por las necesidades crecientes de energía que la sociedad ha ido experimentan-
do, y ha determinado la evolución de los mismos en función de los condicionantes técnicos
que la cobertura de la curva de la demanda ha ido imponiendo a lo largo del tiempo.
Para disponer de un almacenamiento de la energía recuperable cuando fuera preciso,
se idearon las centrales hidráulicas de bombeo. Estas centrales disponen de dos embalses
situados a diferentes alturas. En horas en las que se registra una mayor demanda de energía
eléctrica, las llamadas horas punta, la central de bombeo opera como una central hidroeléc-
trica convencional: el agua almacenada en el embalse superior, en su caída, hace girar el
rodete de una turbina asociada al alternador. Sin embargo, una vez realizada esta operación,
el agua no es restituida de nuevo al río, como en las centrales hidráulicas convencionales,
sino que se queda de nuevo almacenada por acción de la presa que está situada en el embalse
inferior. Así durante las horas del día en las que la demanda de electricidad se encuentra
en sus niveles más bajos, las horas valle, el agua almacenada en el embalse inferior puede
ser bombeada al embalse superior para volver a realizar el ciclo productivo. Para ello, la
central utiliza grupos motobombas, o dispone de turbinas reversibles, de modo que éstas
actúan como bombas y los alternadores como motores. Existen dos tipos de centrales de
bombeo: cuando la central necesita que se bombee previamente el agua desde el embalse
inferior hasta el superior como condición indispensable para producir energía eléctrica, se
dice que es una central de bombeo puro; en el caso de que la central pueda producir ener-
gía indistintamente con o sin bombeo previo, se denomina central de bombeo mixto. Las
centrales hidroeléctricas de bombeo tienen un papel muy importante por su contribución al
aprovechamiento más eficaz de los recursos energéticos, ya que propulsan el agua en los
momentos en los que la demanda diaria de energía es más baja (noche), y hay un excedente
de energía eléctrica procedente de las centrales termoeléctricas (nucleares, térmicas y de
ciclo combinado), que están diseñadas para producir la mayor cantidad de energía eléctrica
de forma prácticamente estable. A mediados de los años noventa en España existían 25
centrales de este tipo: 16 de bombeo mixto y 9 de bombeo puro, con una potencia que
sumaba 2.500 megavatios (MW) en cada grupo, por lo que en total acumulaban 5.000
MW, lo que suponía el 28,4% de la potencia total hidroeléctrica instalada (Unesa, 1998).
En España, los factores físicos que influyen directamente en la instalación de centrales
hidroeléctricas son, sobre todo, dos: las características del terreno por el que discurren los
ríos, y el régimen de éstos, que depende a su vez de esas mismas características geológicas

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y topográficas del relieve y de las climáticas. La topografía es en gran parte de nuestro país
favorable para la producción de saltos fluviales. Abundan los grandes desniveles. Nues-
tros ríos se precipitan en muchos casos desde altitudes superiores a los 2.000 m. hasta la
Meseta Central, las depresiones del Ebro y del Guadalquivir, o hasta las mismas planicies
costeras (Cabo, 1960).
En este estudio se pretende plasmar una aproximación al conocimiento del papel que
la energía hidroeléctrica ha tenido en la producción energética española desde principios
del siglo pasado, la distribución de la potencia y producción, y la energía hidroeléctrica en
la Política de Fomento de las Energía Renovables.
2. Notas sobre un siglo de desarrollo de la industria eléctrica española
Las primeras centrales hidroeléctricas españolas se construyen a finales del siglo XIX.
Buena parte de la fase inicial del desarrollo eléctrico español estuvo ligado a la expansión
de este tipo de instalaciones, ya que en 1901 el 40% de las centrales existentes eran hi-
dráulicas. En esta etapa el desarrollo hidroeléctrico se encuentra con la enorme dificultad
de que la electricidad se generaba en forma de corriente continua, por lo que no era posible
su transporte a larga distancia. Por tal motivo, sólo podían aprovecharse aquellos recursos
hidroeléctricos que se encontraban próximos a los centros de consumo. Este hecho determinó
la localización de algunas industrias. La verdadera expansión de la industria eléctrica en
España se inicia en el siglo XX, y en su evolución se distinguen varias etapas.
1.1. Primera etapa: 1900-1936
A comienzos del siglo XX el consumo de electricidad comienza a generalizarse en
España, y a ello contribuye el descubrimiento de la corriente alterna que permite el trans-
porte de electricidad a distancia. Esta situación provoca el inicio de la construcción de
las primeras grandes centrales hidroeléctricas, que experimentan a lo largo de la primera
década del siglo un gran desarrollo.
Durante el primer tercio del siglo XX, la expansión de la capacidad productiva del
sector eléctrico español fue rápida, teniendo en cuenta las condiciones que se daban en el
país, aunque resultara lenta comparada con la de otros países. De 1901 a 1935 la potencia
instalada se incrementó en un 8,8% anual acumulativo, mientras que la producción lo hacía
a un 9,4%. La expansión de la potencia instalada se concentró en su mayor parte en centrales
hidráulicas. Entre 1932 y 1935 cerca del 75% de toda la capacidad productiva disponible
correspondía a este tipo de centrales (Sudrià, 1990). En este periodo surgen las grandes
compañías que se convirtieron en las únicas protagonistas de la industria eléctrica hasta la
creación del Instituto Nacional de Industria (INI). En 1884 se funda la Compañía Sevillana
de Electricidad para explotar los recursos hídricos de la cuenca del Guadalquivir (Bernal,
1994). En 1901 nace la empresa Hidroeléctrica Ibérica, que durante la primera década del
siglo XX construye centrales en las cuencas del Ebro, Leizarán y Cinca. En 1907, para apro-
vechar los recursos hídricos de Levante, se constituye Hidroeléctrica Española, promovida
por el ingeniero vasco Juan de Urrutia, con el respaldo de Hidroeléctrica Ibérica, que se
reserva el 44% de las acciones de la nueva empresa, y que también acude a la suscripción de
acciones fundacionales de las sociedades que creará posteriormente Hidroeléctrica Española.
En 1911 se pusieron en marcha dos iniciativas empresariales de gran ambición y capa-
cidad: el grupo canadiense Barcelona Traction Light, constituido en Toronto en septiembre
de ese año, y la sociedad Energía Eléctrica de Cataluña, fundada en noviembre del mismo
año con capital franco-suizo. Ambas empresas tienen como objetivo desarrollar en Catalu-

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ña el negocio eléctrico a gran escala aprovechando los recursos del Pirineo. Las potentes
centrales hidroeléctricas de Seròs (del grupo Barcelona Traction) y de Cabdella (pertene-
ciente a Energía Eléctrica de Cataluña) entraron en servicio en 1914. Por entonces, por
potencia instalada, la Barcelona Traction, conocida como «La Canadiense», era la séptima
empresa de producción eléctrica del mundo y la mayor de Europa (Urteaga, 2003). Una
de sus filiales, Riegos y Fuerzas del Ebro, construye el vasto sistema hidroeléctrico del
Noguera Pallaresa, principal fuente de energía hasta 1936 para la industria catalana. En
1912, como resultado de la fusión de la Compañía General Madrileña y de la Sociedad de
Gasificación Industrial y Salto de Bolarque, nació la Unión Eléctrica Madrileña, que en los
años ochenta, tras su fusión con Fenosa, pasó a denominarse Unión Fenosa. En 1918, el
ingeniero José Orbegozo promueve la constitución de la Sociedad General de Transportes
Eléctricos Saltos del Duero para explotar los recursos del Duero y sus afluentes, incluso
de su tramo internacional. Resuelto, tras largas negociaciones, el litigio con Portugal a este
respecto (Espejo, 2004), se inició la construcción del vasto sistema, cuya obra máxima, de
las terminadas antes de la Guerra Civil 1936-1939, fue la presa de Ricobayo, inaugurada
en 1934. También eran muy importantes los aprovechamientos del Segre y del Noguera
Pallaresa (Lérida) pertenecientes al grupo Barcelona Traction, y los del Cabriel (Cuenca)
y Júcar (Valencia), propiedad de Hidroeléctrica Española.
Entre 1914 y 1935 se produce el despegue de la hidroelectricidad en el Valle del Ebro,
y por consiguiente en España. Si en 1913 la potencia instalada en el valle suponía el 25%
del conjunto español, en vísperas de la Guerra Civil implicaba el 41%. Desde el punto
de vista espacial, este avance se debe esencialmente al aprovechamiento de los saltos del
Pirineo oscense y leridano, por lo tanto de los ríos de las cuencas del Medio y Bajo Ebro.
Las fuertes inversiones las realizaron unas pocas firmas catalanas y vascas, con el propósito
esencialmente de cubrir la creciente demanda de sus mercados. Así lo hicieron, en Huesca,
Ibérica (88 MW), Energía e Industrias Aragonesas (67 MW), y Coop. de Fluido Eléctrico
(24 MW) y, en Lérida, Riegos y Fuerzas del Ebro (213 MW) y Productora de Fuerzas
Motrices (28MW) (Garrués, 2008a).
Durante el primer tercio del siglo XX, en Aragón, el aprovechamiento de los recursos
hidráulicos se vinculó sobre todo a aquellos caudales regulares que discurrían por pendientes
pronunciadas. Las cabeceras de los afluentes pirenaicos del Ebro cumplen con estas carac-
terísticas dado que, al tiempo que su alimentación nival les otorga una cierta regularidad
de caudal, están asociados a fuertes pendientes orográficas. Es el caso de los tres grandes
afluentes: Aragón, Gállego y Cinca-Esera. Asimismo, la importancia del caudal del Ebro a
partir de la comarca del Bajo Aragón, a pesar de su escasa pendiente, le otorga un importante
potencial hidroeléctrico. En 1907 las tres principales sociedades eléctricas locales zarago-
zanas se fusionan constituyendo la entidad Sociedades Eléctricas Reunidas, que junto con
Teledinámica del Gállego dio lugar a la creación en 1911 de la nueva sociedad Eléctricas
Reunidas de Zaragoza (Germán, 1990). Desde mediados de la década de 1910, grandes
grupos vinculados a las zonas más desarrolladas del país y con mayor demanda eléctrica
(inversiones de capital vasco, catalán y madrileño), aprovechando los progresivos avances
de la tecnología del transporte de alta tensión, entran en el aprovechamiento eléctrico de
los recursos hidráulicos existentes en Aragón. Esto posibilitó el desarrollo hidroeléctrico
del Alto Aragón, consolidando a la provincia de Huesca, tras su vecina Lérida, en el orden
productivo eléctrico español del periodo anterior a la guerra civil. Así, la producción hi-
droeléctrica aragonesa experimentó un crecimiento formidable durante las décadas de los
años veinte y treinta, con un ritmo muy superior al global español. La casi totalidad de
esta potencia instalada en Aragón, casi el 98%, era de origen hidráulico y representaba en
1935 el 17,2% del potencial hidráulico español (Germán, 2008).

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En la Cuenca del Júcar, Hidroeléctrica Española comienza la producción hidroeléctrica
con el salto de El Molinar (Villa de Ves-Albacete). En 1913 inaugura su quinto grupo,
con el que suma una potencia instalada de 100 millones de kWh. Dos hitos marcan esta
central: es la más rentable de las que funcionan entonces en España y, por primera vez
en el mundo, se consigue trasladar 16.000 caballos de vapor a una distancia de 240 km,
la existente entre la central y Madrid. En 1956 El Molinar deja de producir electricidad,
coincidiendo con la inauguración de la central de Cofrentes. Concluida El Molinar se cons-
truye la central de Villora, sobre el Cabriel y el Guadazaón. Inaugurada en 1914, pronto
se quedó pequeña para poder cumplir con la demanda en horas punta, por lo que en 1925
duplicó su potencia, dotándola de un grupo de 13,6 MW. Un año más tarde se inaugura la
central de Batanejo como complementaria, con un grupo de 2 MW, y esta central culmina
su capacidad con la incorporación en 1945 de un cuarto grupo de 14 MW. También en
los años veinte del siglo pasado se inaugura la central de Cortes de Pallars, que suma 30
MW tras la puesta en marcha de su segundo grupo en 1923. A finales de este periodo se
inicia la construcción del salto de Millares, finalizado en 1933 con dos grupos de 20 MW
cada uno, que se ampliarían a tres en 1935 y a cuatro en 1945; los 80 MW generaban 400
GWh anuales, lo que supone la mitad de la producción total de Hidroeléctrica Española
en aquel periodo (Chapa, 2002).
1.2. Segunda etapa: 1940-1953
La Guerra Civil y los quince años que siguieron a su conclusión fueron muy duros para
la economía española. El trienio del conflicto no afectó gravemente al sistema eléctrico
español, debido a que existía un cierto margen de capacidad productiva no utilizada, la
normalización del servicio fue inmediata y sin graves problemas. Pocos años después, la
insuficiencia de la producción eléctrica se convierte en un problema de gran magnitud en
todo el país. Los cortes por la escasez de la producción se inician en 1944, continúan con
distinta intensidad hasta 1954, y se reproducen de forma muy débil en 1957. Los años in-
mediatos de postguerra, conocidos como los de «sequía pertinaz», tuvieron en Andalucía un
perfil aún más grave, si cabe, que en el resto del territorio peninsular, debido a la penuria
pluviométrica. En realidad fue una sequía particularmente severa y de amplia duración
temporal que se inicia suavemente en 1941, se acentúa en 1942 y 1943, es especialmente
grave en 1944 y 1945, se alcanza un cierto alivio hidráulico en 1946-1948 y, seguidamente
(1949-1950), vuelve de nuevo a reproducirse una situación de lluvias escasas (Bernal, 1994).
Entre 1941 y 1945 el incremento de la capacidad productiva es prácticamente nulo.
Después, en pleno periodo de restricciones se reemprende el crecimiento, pero no es hasta
1952 cuando se hace intenso y regular. Al final de la Guerra Civil el sector eléctrico que-
da estrechamente controlado por el Estado. El Gobierno establece los precios a los que
ha de venderse el fluido. Durante la década de 1940-1950, la doctrina oficial defiende el
principio de retorno a los niveles de precios y de salarios de 1936. Los precios oficiales
de la electricidad se mantienen congelados a niveles de 1936 hasta 1951, lo que en térmi-
nos reales significa un descenso de 100 a 17, de ahí que las compañías encontraran pocos
estímulos para acordar nuevas inversiones (Sudrià, 1990). En esta etapa fueron muy pocas
las empresas privadas de nueva creación. Sólo hay que destacar la puesta en explotación
de las enormes reservas hidroeléctricas de Galicia, hasta entonces prácticamente intactas,
que llevaron a cabo Fuerzas Eléctricas del Noroeste (Fenosa) y Saltos del Sil, fundadas
respectivamente en 1943 y 1945 (De Torres, Pazo y Santos, 1988).
Ante estas circunstancias de falta de suministro, por la incapacidad del sistema para
atender la demanda, el 3 de agosto de 1944 las mayores empresas eléctricas del país

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constituyen Unidad Eléctrica S.A. (Unesa), con el objetivo de «coordinar el conjunto del
sistema eléctrico nacional a nivel suprarregional y supraempresarial, de modo que las
instalaciones de cada empresa se pusieran al servicio del abastecimiento integral de la
demanda del país y se pudieran, asimismo, efectuar los intercambios de energía eléctrica
necesarios, consiguiendo que los excedentes de las zonas regionales en los que hubiera en
un momento dado exceso de producción cubrieran el déficit de oferta existente en otras».
Las nuevas sociedades se integraron de manera voluntaria, pero conservando su personalidad
jurídica y capacidad de gestión en el desarrollo de sus intereses privados. En el momento
de la constitución, este conjunto de empresas representaban aproximadamente el 80% de
la producción eléctrica total, y eran: Hidroeléctrica Española, Sociedad General Gallega
de Electricidad, Saltos del Duero, Hidroeléctrica Ibérica, Electra de Viesgo, Mengemor,
Sociedad Minera y Metalúrgica de Peñarroya, Energía Eléctrica de Cataluña, Compañía
de Riegos y Fuerzas del Ebro, Compañía Sevillana de Electricidad, Compañía de Fluido
Eléctrico, Eléctricas Reunidas de Zaragoza, Energía e Industrias Aragonesas, Compañía
Eléctrica de Langreo, Unión Eléctrica Madrileña, Saltos del Alberche e Hidroeléctrica del
Chorro (Unesa, 2005).
Durante esta etapa la intervención estatal se concreta en tres aspectos: las centrales del
INI, el régimen de tarifas y el Plan de Embalses del Ministerio de Obras Públicas.
En los años cuarenta la intervención directa del Estado en la industria eléctrica se mani-
fiesta a través de la actuación del INI, creado en 1941, que fundó varias empresas nacionales
para la generación de electricidad en centrales térmicas. En energía hidroeléctrica, el INI
promovió la Empresa Nacional Hidroléctrica del Ribagorzana (ENHER), creada en 1946,
asignándole el aprovechamiento integral del Noguera Ribagorzana, en el Pirineo y en el
tramo interior del Ebro. Por otra parte, se crearon la Hidroeléctrica de Galicia e Hidro-
eléctrica de Moncabril, absorbidas después por Endesa y Unión Fenosa respectivamente.
A comienzos de los años cincuenta se dan los primeros pasos para una mayor libera-
lización de la economía del país. Además se inicia el desbloqueo internacional, y algunos
de los primeros créditos extranjeros, principalmente de Estados Unidos, fueron empleados
para la adquisición de equipos que las compañías eléctricas necesitaban de manera urgente.
La transformación de la política económica suponía para la industria eléctrica una reforma
y actualización de las tarifas, congeladas desde 1936, y con ello se abría la posibilidad
de construir nuevas centrales eléctricas. Para consolidar el nuevo ciclo inversor, resultó
necesario modernizar la gestión del sistema eléctrico y reformar, además de actualizar, sus
tarifas eléctricas. Este fue el objetivo del Decreto de 12 de enero de 1951, que estableció
y reguló el régimen de la Red General Peninsular integrada por los sistemas eléctricos de
las sociedades que produjeran al menos 25 gigavatios/hora (GWh) anuales. Las empresas
integradas en esa Red estaban obligadas a efectuar los transportes e intercambios de ener-
gía acordados con otras empresas u ordenados por las Administraciones por razones de
utilidad pública. Este Decreto de 1951 estableció además un sistema único de tarifas, las
denominadas Tarifas Tope Unificadas1, de aplicación en todo el país.
El Plan Nacional de Obras Hidráulicas de 1940, apoyado en sus pilares fundamentales
en el de 1933, sirvió a manera de catálogo de obras a realizar desde aquella fecha hasta
1982. Estas actuaciones estaban encaminadas a la construcción de grandes embalses que
sirviesen para la regulación de los ríos, evitar avenidas y mejorar regadíos, pasándose de
una capacidad de embalse de 3.930 a 42.000 hectómetros cúbicos en 1980. El enorme in-
cremento de la potencia instalada desde 1940 (cuadro 1) y de la producción de electricidad
1 PUEYO, A. (2007): «El sistema regulador de las Tarifas Tope Unificadas», en Electra y El Estado.
La intervención pública en la industria eléctrica bajo el franquismo, Thomson-Civitas y Comisión Nacional de
Energía. Pamplona. vol. I, pp. 163-280.

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Agua y energía: producción hidroeléctrica en España
Cuadro 1
POTENCIA HIDROELÉCTRICA INSTALADA EN ESPAÑA. 1941-2008. MW
Año Potencia
Hidroeléctr.
Potencia
Total
Hidroeléctrica/
Total (%) Año Potencia
Hidroeléctr.
Potencia
Total
Hidroeléctrica/
Total (%)
1941 1.355 1.740 77,9 1975 11.954 25.467 46,9
1942 1.376 1.771 77,7 1976 12.497 26.591 47,0
1943 1.408 1.818 77,4 1977 13.096 27.550 47,5
1944 1.412 1.827 77,3 1978 13.530 28.278 47,8
1945 1.458 1.876 77,7 1979 13.513 29.902 45,2
1946 1.500 1.937 77,4 1980 13.577 31.144 43,6
1947 1.662 2.112 78,7 1981 13.579 32.788 41,4
1948 1.756 2.234 78,6 1982 13.821 33.509 41,2
1949 1.890 2.481 76,2 1983 14.087 35.612 39,6
1950 1.906 2.553 74,7 1984 14.119 38.902 36,3
1951 1.986 2.660 74,7 1985 14.661 41.467 35,4
1952 2.192 2.963 74,0 1986 15.201 42.003 36,2
1953 2.527 3.302 76,5 1987 15.269 42.171 36,2
1954 2.553 3.436 74,3 1988 15.673 44.646 35,1
1955 3.200 4.103 78,0 1989 16.545 45.626 36,3
1956 3.659 4.722 77,5 1990 16.991 45.376 37,4
1957 3.900 5.510 70,8 1991 17.087 45.945 37,2
1958 4.195 6.073 69,1 1992 17.189 46.307 37,1
1959 4.436 6.384 69,5 1993 17.248 46.385 37,2
1960 4.600 6.567 70,0 1994 17.395 47.196 36,9
1961 4.768 7.010 68,0 1995 17.455 47.824 36,5
1962 5.190 7.488 69,3 1996 17.605 49.292 35,7
1963 5.895 8.387 70,3 1997 17.654 51.012 34,6
1964 7.020 9.726 72,2 1998 17.763 52.479 33,8
1965 7.193 10.173 70,7 1999 17.973 54.183 33,2
1966 7.680 11.137 69,0 2000 17.960 56.176 32,0
1967 8.227 12.898 63,8 2001 18.166 58.412 31,1
1968 8.543 13.988 61,1 2002 18.276 62.843 29,1
1969 9.332 15.653 59,6 2003 18.477 66.501 27,8
1970 10.883 17.924 60,7 2004 18.630 73.004 25,5
1971 11.057 19.073 58,0 2005 18.743 79.413 23,6
1972 11.136 21.871 50,9 2006 18.892 84.518 22,4
1973 11.470 23.207 49,4 2007 18.904 91.106 20,7
1974 11.841 24.337 48,7 2008 19.015 94.761 20,1
Fuente: Unesa. Memoria Estadística Eléctrica.

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son suficientemente expresivos. Según Morales (1996), en España no había existido una
política hidráulica para la transformación de secano en regadío, sino una política con otros
fines, principalmente dirigidos a la producción de energía hidroeléctrica.
A comienzos de los años cincuenta se inauguran cinco centrales de más de 50 MW.
En 1952 las de Benos (59 MW), Castro (84MW) y Cofrentes (124 MW). En 1953 las de
Salime (156 MW) y Los Peares (159 MW).
1.3. Tercera etapa: 1954-1970
Tras la aprobación de las Tarifas Tope Unificadas se entró en la segunda etapa inversora
de la industria eléctrica. Las construcciones alcanzaron su momento culminante en 1955-
1957, en el caso de las grandes empresas. En la década de 1950 se añadieron 3.290 MW,
en su mayoría de naturaleza hidráulica (67%). En esta época empezaron a ganar protago-
nismo las centrales de más de 50 MW. Durante el segundo quinquenio de la citada década
se inauguran las centrales de San Esteban (266 MW), Saucelle (251 MW), Canelles (108
MW), Barazar (84 MW), Silvón (63 MW) y Bárcena (61 MW).
Entre 1960 y 1964 se instalan 2.584 MW en centrales hidroeléctricas. Durante estos
cinco años se inauguran las centrales de Aldeadávila (810 MW), Mequinenza (324 MW),
Puente Bibey (285MW), Belesar (225 MW), Valdecañas (225 MW) y Cornatel (122 MW).
También son reseñables las nuevas aportaciones de las centrales con 55 MW de potencia:
Eume, Sau y Puerto Peña; así como las de San Agustín y Miranda, de 65 MW cada una.
Estas 11 centrales suponen el 88,5% de la potencia hidroeléctrica instalada.
Durante el segundo lustro de la década de los sesenta la potencia instalada se incrementa
en una cifra aproximada al quinquenio anterior: 2.312 MW. Mientras que en 1965 no se
inaugura ninguna gran central, al año siguiente lo hacen las de Aguayo (339 MW), Las
Ondinas (81 MW), Velle (80 MW) y Llavors (53MW). De 1967 son las de Ribarroja (263
MW), Torrejón (129 MW), Susqueda (86 MW), Portodemouros (76 MW) y las Arbón, La
Barca Y Santiago-Jares, con potencias comprendidas entre los 51 y 56 MW. Un año más
tarde sólo se inaugura Iznajar (77 MW). En cambio, los dos años siguientes son un bienio
de referencia en la historia hidreléctrica de España. En 1969 se conectan a la red José María
Oriol (934 MW), Castrelo (112 MW), Ip (84 MW), Eriste (80 MW), Mediano (66 MW) y
Biescas 2 (62 MW); y en 1970 se inauguran Almendra-Villarino (810 MW), Azután (180
MW) y Frieira (130 MW).
En esta etapa se consuma el paso de la hulla blanca a la verde. La electricidad obtenida
a partir de la regulación mediante embalses de cabecera ubicados en las grandes cordille-
ras montañosas, frecuentadas por las nieves, se completa con la conseguida en los cursos
medios o valles de los grandes ríos españoles. Así lo acreditan en los años cincuenta las
inversiones de Iberduero (514 MW), de Saltos del Sil en este río (393 MW), de Hidro-
eléctrica Española en el Júcar (185 MW), de Fenosa en el Miño (183 MW), de Unión
Eléctrica Madrileña en el Tajo (134 MW), y de Hidroeléctrica del Cantábrico en el Navia
(126 MW) (Garrués, 2008a).
En el Valle del Ebro se incrementa la explotación de la hulla blanca oscense leridana
por parte de un número reducido de compañías. Las inversiones de ENHER (241 MW),
Productora de Fuerzas Motrives (154 MW), Cía de Fluido Eléctrico (69 MW), Energía
e Industrias Aragonesas (85 MW) e Hidronitro (26 MW) explican casi dos tercios de la
potencia creada antes de los años sesenta. En la década siguente prácticamente se duplica
la potencia instalada también bajo la actuación de varias empresas. Una vez más ENHER
(735 MW), en este caso mediante el aprovechamiento de dos grandes embalses sobre el río
Ebro —Mequinenza y Riba-Roja— y Fuerzas Eléctricas de Cataluña S.A. (FECSA) (341

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Investigaciones Geográficas, nº 51 (2010)
Agua y energía: producción hidroeléctrica en España
MW), a través de los últimos recursos en altura del Pirineo leridano, concentraron la mayor
capacidad productiva. El resto de la potencia puesta en servicio se debe a las actuaciones
de Energías de Aragón (178 MW) y ERZ (151 MW), también en Huesca, e Iberduero (131
MW) en el Alto Ebro (Garrués, 2008b).
El desarrollo hidroeléctrico en Aragón se produce especialmente durante el quinquenio
1951-1955 y en la década de 1960, y estuvo estrechamente vinculado a las obras hidráulicas
del periodo. En esos años la potencia instalada hidroeléctrica aumentó a una tasa anual del
8,6%, pero todavía algo inferior a la media española. Dos empresas protagonizaron este
crecimiento: ENHER, que iniciaba su presencia en el Noguera Ribagorzana (Escales), y,
en menor medida, Energía e Industria Aragonesas (EIASA) en el Alto Gállego. La etapa de
mayor crecimiento se produjo durante la década de los sesenta, especialmente durante el
primer quinquenio (la potencia instalada creció a una tasa anual del 15,9%, muy superior
a la media española, frente al 8,1% del segundo quinquenio). La principal protagonista es
ENHER y la importante central de Mequinenza destinada hacia la demanda catalana. En la
segunda mitad de la década de los sesenta el protagonismo de ENHER es compatible con
las nuevas centrales de EIASA, que pasó del Alto Gállego al aprovechamiento de saltos
hidráulicos en el Ésera (Eriste), así como ERZ, que verificó en estos años un esfuerzo
productivo en el Aragón, central de IP en Canfranc (Germán, 2008).
En Cataluña el segundo ciclo de expansión hidráulica despegó a comienzos de la década
de los años cincuenta, y se extendió hasta 1970. Se diferencia del anterior en un aspecto
importante: el protagonismo del capital público en las inversiones hidráulicas (Urteaga,
2003). Entre 1950 y 1960 se ponen en funcionamiento 23 nuevas centrales situadas, la
mayor parte, en las cuencas altas de los ríos Noguera Pallaresa y Noguera Ribagorzana. El
proceso de explotación está dirigido por ENHER, que construye, entre otras, las centrales
de Senet (1951), Vilaller (1952), Escales (1953), El Pont de la Suert (1955) y Caldes de
Boí (1958). Hidroeléctrica de Cataluña y Fuerzas Eléctricas de Cataluña (FECSA) también
realizan obras, pero con una actividad más modesta: La Plana de Monrós (1940), Espot
(1953), Esterri (1958), Unarre (1958). En los años sesenta, pese a que se habían agotado
prácticamente las posibilidades de obtención de energía hidráulica, se ponen en funciona-
miento dos centrales: Llavorsí-Cardós (1965) y Tavascan (1971) (Boneta, 2008).
Fue a partir de 1956, cuando la empresa Hidroeléctrica Española, una de las principales
del sector y que atendía el abastecimiento de la zona centro-oriental, con Madrid y Valencia
como principales mercados de consumo, consiguió la concesión para explotar los recursos
hídricos del Tajo Inferior, esto es, el tramo que dicho río tiene desde poco antes de su
entrada en la provincia de Cáceres. A partir de este momento inició la construcción de una
serie de grandes saltos que culminarán con la construcción de la nuclear de Almaraz, con
importante producción, y que colocará a Cáceres entre las primeras provincias españolas
en el sector. La considerable potencia instalada en los saltos de la provincia confirma la
existencia de unas condiciones favorables en la red fluvial cacereña, especialmente en el
Tajo. Este río, poco después de entrar en la provincia, se encaja en el zócalo paleozoico
y prácticamente continúa así hasta que abandona territorio español, incluso con mayor
intensidad que al principio. En los 280 km de recorrido del Tajo por la provincia cacereña
tiene un descenso de 302 m., pendiente de cierta importancia. Además, los materiales que
cruza el Tajo son aptos para construir grandes presas y que los embalses resultantes no
tengan grandes pérdidas por filtraciones y aterramientos. Es innegable que aquí es donde el
Tajo y alguno de sus afluentes, como el Alagón, presentan las mejores condiciones para la
producción eléctrica, pues a las características citadas se une el que aquí lleva más caudal,
lo que explica la magnitud de los saltos y la elevada cuantía de la potencia instalada en
ellos (García Zarza, 1990).

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Cayetano Espejo Marín y Ramón García Marín
Investigaciones Geográficas, nº 51 (2010)
En conclusión los años sesenta muestran un perfil de ampliación de la capacidad de
producción eléctrica con fluctuaciones muy pronunciadas. En el primer lustro el 78,8% de la
potencia de nueva creación (3.163 MW en total) fue hidráulica; mientras que en la segunda
mitad de la década, 1965-1970, en cambio, se igualaron los megavatios térmicos e hidráulicos,
que sumaron 7.122 MW en total, incluidos los 153 MW nucleares (Espejo, 2002). Asistimos
en los años finales de las Tarifas Tope Unificadas a una verdadera explosión de construccio-
nes, de tal manera que la potencia instalada en 1970 aumentó en un 159% respecto a 1959.
Además, las centrales de gran tamaño reunieron la mayor parte de la nueva capacidad de
producción. Nueve de un total de 49 centrales supusieron el 73,2% de la potencia total puesta
en servicio en los sesenta: seis hidráulicas, con el 70,7% del total de este tipo de generación,
y tres térmicas, que supusieron el 80,9% de la potencia térmica (Pueyo, 2007).
Otro aspecto a destacar en este periodo es la interconexión de las redes eléctricas de Francia y
España, para el intercambio de electricidad entre los dos países y con el resto de la red europea.
1.4. Cuarta etapa: 1971-1989
Durante los años setenta y ochenta del siglo pasado se produce una ralentización en el
proceso de crecimiento hidroeléctrico, debido a que estos recursos son cada vez menores,
más costosos y más lentos en su primer establecimiento respecto a otras energías alterna-
tivas. Hay que señalar que el avance productivo de esta etapa se origina esencialmente por
la utilización de las nuevas centrales de bombeo, mixto inicialmente y de bombeo puro
desde mediados de la década de los ochenta. Ambas explican dos tercios del crecimiento
de este periodo, el resto se debe a la puesta en funcionamiento de algunas centrales y, en
menor medida, a la rehabilitación de viejas y pequeñas instalaciones.
En el año 1971 se inauguran las centrales de Tavascan (120 MW), en 1972 Albarellos (59
MW); el año 1973 supone un repunte en la potencia instalada con la puesta en funcionamiento
del segundo grupo de Bolarque (208 MW) y de la central de Guillena (210 MW). De 1975
son las centrales de Conso (270 MW) y Cotreras II (75 MW). Entre 1976 y 1978 se da otro
impulso fruto de la conexión a la red de las centrales de Cedillo (440 MW), Tajo de la En-
cantada (360 MW) y los segundos grupos de Villalcampo y Castro, cada uno con 110 MW.
El último y gran momento de la gran industria hidroeléctrica española se vive durante
el último lustro de la década de los ochenta, con las aportaciones de las centrales de bom-
beo: en 1985 Estany Gento-Sallente (451 MW), Moralets (221 MW); en 1986 el segundo
grupo de Aldeadávila (421 MW); y entre 1988 y 1989 Cortes II (284 MW) y La Muela de
Cortes (635 MW). El aprovechamiento hidráulico de Cortes-La Muela constituye el mayor
sistema europeo de bombeo de agua, incluye el Salto de Cortes II y el Salto de Bombeo
de la Muela; este último permite trasladar la energía producida durante la noche de forma
continua por las centrales térmicas y nucleares a las horas de máxima demanda. Al mismo
tiempo constituye una considerable reserva de energía, de disponibilidad inmediata y ele-
vada potencia, para suplir cualquier desacoplamiento de un grupo térmico y estabilizar la
red. Pieza clave de esta gigantesca estación de bombeo para acumular energía producida
en horas valle es el embalse de 140 hectáreas de superficie y 23 hectómetros cúbicos de
capacidad útil construido en la altiplanicie de la Muela de Cortes mediante excavación y
empleo de los materiales extraídos en la construcción de un dique perimetral de escollera.
La conexión de este reservorio superior con la presa de Cortes, que actúa como depósito
inferior de bombeo, se hace por una tubería forjada en acero, de 680 m de longitud y 4,8
m de diámetro. Una central subterránea de colosales proporciones alberga tres grupos re-
versibles turbina-bomba con potencias de 630 MW en turbinación y 540 MW en bombeo,
con capacidad global para impulsar 127,1 m3/s a 502 m de altura (Gil Olcina, 1996).

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Investigaciones Geográficas, nº 51 (2010)
Agua y energía: producción hidroeléctrica en España
1.5. Quinta etapa: 1990-2008
El Plan Energético Nacional de 1978 considera como objetivo primordial la utilización
al máximo de la capacidad de producción hidroeléctrica del país, autóctona y renovable. La
Ley 82/1980 sobre Conservación de la Energía surge para hacer frente a la segunda crisis
del petróleo. El desarrollo de dicha Ley da lugar al fomento de la autogeneración eléctrica,
y establece como actividad que permite el otorgamiento de los beneficios previstos en la
misma, la de construir, ampliar o adaptar para su utilización instalaciones de producción
hidroeléctrica con una potencia de hasta 5 MW. Con el Real Decreto 1217/1981 se ins-
trumentan las medidas para fomentar la máxima capacidad de producción hidroeléctrica
del país en el marco de las centrales a las que se refiere la Ley. Con esta disposición se
incentiva la actividad mediante la concesión de créditos a la nueva inversión y el estable-
cimiento de un precio de venta de la energía producida adecuado para activar la realización
de las instalaciones. El Plan Energético Nacional 1991-2000 establece un programa de
incentivación a la cogeneración y de la producción de energías renovables. Dentro de este
contexto, la Ley 40/1994 de Ordenación del Sector Eléctrico Nacional (LOSEN) conso-
lida el concepto de régimen especial. La Ley 24/1997 del Sector Eléctrico hace obligada
la promulgación del R.D. 2818/1998, sobre el régimen especial de energía eléctrica, que
comprende las instalaciones de energías renovables, residuos y cogeneración, en todos los
casos para instalaciones de hasta 50 MW (Espejo, 2006).
Como consecuencia de este marco legal y económico tan favorable, la potencia hidro-
eléctrica instalada en centrales hidroeléctricas de menos de 50 MW se duplica en la década
de los noventa y se triplica desde comienzos de esa década a la actualidad (cuadro 2). La
misión de las centrales de pequeña potencia consiste fundamentalmente en procurar ahorro
en el consumo de los combustibles más caros. Se intenta construir e instalar pequeños gru-
pos normalizados con inversiones económicas relativamente reducidas y con unos gastos
de explotación (personal, mantenimiento y reparaciones) por kWh producido muy bajos
en comparación con los saltos grandes (Blázquez, 1983).
Galicia y Navarra son dos de las regiones que más han incrementado su potencia en
este tipo de centrales. En el caso de Galicia, a partir de 1980, coincidiendo con la entrada
en vigor de la Ley sobre la Conservación de la Energía y otras iniciativas de la Xunta de
Galicia, cobra interés la posibilidad de poner en servicio antiguos pequeños aprovechamien-
tos hidroeléctricos que habían caído en desuso o en el olvido. Esta rehabilitación ofrece
para Galicia un especial interés, puesto que con ello pudo tanto aumentar la producción
global como diversificarla, atenuando así posibles crisis energéticas futuras. Pero, además,
las minicentrales ofrecen la ventaja de estar adaptadas al rasgo principal de la población
gallega, es decir, su extrema dispersión por el territorio y su ubicación mayoritaria en áreas
rurales. El interés puesto por la Administración tanto central como autonómica, así como
particulares y grandes empresas como Fenosa, se plasmó en la rehabilitación de algunas
de esas pequeñas centrales. En 1992 funcionaban 75 de ellas a pleno rendimiento, bien
reacondicionadas, bien de nueva construcción (De Torres, Pazo y Santos, 1988). En Navarra
también se ha incrementado la potencia hidroeléctrica en pequeñas centrales. En los años
ochenta, el Gobierno de Navarra, junto a otras empresas, fundó Energía Hidroeléctrica
de Navarra, con la intención de realizar un aprovechamiento racional y eficiente de las
centrales que desde los años cincuenta se habían considerado marginales (Garrués, 1997).
En esta etapa, a nivel empresarial, la conveniencia de disponer de empresas fuertes
y mejor preparadas para la competencia de las grandes compañías europeas aconsejó un
nuevo proceso de ordenación del sector, que se llevó a cabo en los años 1991 y 1992,
impulsado desde las más altas autoridades energéticas nacionales. Radica aquí el origen

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Cayetano Espejo Marín y Ramón García Marín
Investigaciones Geográficas, nº 51 (2010)
de los grandes grupos empresariales actuales, uno de capital público nucleado en torno a
Endesa, que luego fue privatizado en su totalidad, y otro de carácter privado: Iberdrola,
Unión Fenosa e Hidroeléctrica del Cantábrico. Posteriormente, en 2001, aparecerá un quinto
grupo de carácter privado, Enel Viesgo (Unesa, 2005). A finales de la primera década de
este siglo Endesa pasa a manos de la multinacional italiana Enel, y Unión Fenosa se une
a Gas Natural para constituir un nuevo grupo energético.
Cuadro 2
POTENCIA HIDRÁULICA INSTALADA EN RÉGIMEN ESPECIAL.1990-2008
Año Potencia
MW
Incremento
anual MW
Incremento
anual (%)
Potencia hidroeléctrica
total MW
Potencia Régimen Especial/
Potencia Total (%)
1990 640 16.991 3,8
1991 754 114 17,8 17.087 4,4
1992 796 42 5,6 17.189 4,6
1993 856 60 7,5 17.248 5,0
1994 940 84 9,8 17.395 5,4
1995 998 58 6,2 17.455 5,7
1996 1.058 60 6,0 17.605 6,0
1997 1.107 49 4,6 17.654 6,3
1998 1.297 190 17,2 17.763 7,3
1999 1.437 140 10,8 17.973 8,0
2000 1.467 30 2,1 17.960 8,2
2001 1.560 93 6,3 18.166 8,6
2002 1.592 32 2,1 18.276 8,7
2003 1.665 73 4,6 18.477 9,0
2004 1.707 42 2,5 18.630 9,2
2005 1.769 62 3,6 18.743 9,4
2006 1.899 130 7,3 18.892 10,1
2007 1.896 -3 -0,2 18.904 10,0
2008 1.981 85 4,5 19.015 10,4
Fuente: Comisión Nacional de Energía.
3. La producción hidroeléctrica
3.1. Evolución reciente de la producción
La producción hidroeléctrica anual en España es muy variable (cuadro 3) porque de-
pende de las precipitaciones, y éstas son muy irregulares en la mayor parte de su territorio.
En años húmedos supera los 40.000 GWh, pero desde comienzos de los noventa sólo se
ha dado esta situación en tres años (1996, 2001 y 2003). En cambio, en los años secos
no llega a los 25.000 GWh. La media de las dos últimas décadas ha sido 30.926 GWh,
lo que representa un 14,7% de la producción media total de electricidad en nuestro país.

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Investigaciones Geográficas, nº 51 (2010)
Agua y energía: producción hidroeléctrica en España
Recientemente, para hacer frente al fuerte crecimiento anual del consumo de electricidad
en España, se ha desarrollado un amplio plan de construcción de centrales térmicas de ciclo
combinado (Espejo y Capel, 2007; Espejo, 2008). Esta situación, junto a la exigüidad de
las precipitaciones durante la última década, explica que la aportación de la electricidad
hidroeléctrica al conjunto de la producción se haya reducido considerablemente2.
Cuadro 3
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA HIDROELÉCTRICA Y SU APORTACIÓN A LA
PRODUCCIÓN TOTAL. GWH. 1990-2008
Año
Producción
Régimen
Ordinario
Producción
Régimen
Especial
Producción
Total
Hidroeléctrica
Producción
Total de
Electricidad
%
Hidroeléctrica/
Total
1990 25.024 977 26.001 151.741 17,1
1991 26.726 1.647 28.373 159.392 17,8
1992 19.511 2.037 21.548 161.105 13,4
1993 23.524 2.241 25.765 160.890 16,0
1994 26.267 2.491 28.758 164.942 17,4
1995 21.968 2.240 24.208 169.094 14,3
1996 37.694 3.589 41.283 176.510 23,4
1997 33.170 3.451 36.621 189.381 19,3
1998 33.995 3.624 37.619 196.792 19,1
1999 24.173 3.798 27.971 209.885 13,3
2000 27.844 3.936 31.780 225.105 14,1
2001 39.426 4.409 43.835 237.684 18,4
2002 22.526 3.901 26.427 246.789 10,7
2003 38.774 5.091 43.865 265.071 16,5
2004 29.778 4.752 34.530 282.099 12,2
2005 19.169 3.820 22.989 294.260 7,8
2006 25.330 4.148 29.478 303.271 9,7
2007 26.352 4.126 30.478 313.342 9,7
2008 21.428 4.638 26.066 321.447 8,1
Fuente: Unesa y Comisión Nacional de Energía.
2 Con frecuencia la prensa publica noticias sobre los años de alta o baja producción hidroeléctrica:
— «La producción hidroeléctrica aumentó un 79,4% en 1977». Diario El País, 12 de enero de 1978.
— «La producción hidroeléctrica de la región cayó el año pasado un 72% por culpa de la sequía. Los
saltos de agua apenas aportan el 5% de la energía eléctrica que genera Extremadura». Diario Hoy,
13 de octubre de 2006.
— «La sequía interrumpe la generación de electricidad en la central de Alcántara (José Mª Oriol). Es
la mayor planta hidroeléctrica de Extremadura con 933 MW de potencia. La actividad se detuvo
a finales de septiembre con el objetivo de garantizar el suministro de agua a Cáceres». Diario El
Periódico. Extremadura, 25 de noviembre de 2009.
— «Aumenta un 40% la producción hidroeléctrica en Castilla y León. Los embalses de Iberdrola en la
Cuenca del Duero se encuentran al 80% de capacidad». Diario Norte de Castilla, 19 de febrero de 2010.

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Cayetano Espejo Marín y Ramón García Marín
Investigaciones Geográficas, nº 51 (2010)
A finales de 2008, la energía de las centrales hidráulicas de más de 50 MW aportan el
1,4% de la energía primaria, y el 7,3% del balance eléctrico (figuras 1 y 2). La producida
en centrales de menos de 50 MW se incluye en el apartado de renovables por estar incluida
en el régimen especial.
Figura 1. Balance energía primaria 2008.
Fuente: Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía.
Figura 2. Balance eléctrico 2008.
Fuente: Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía.

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Investigaciones Geográficas, nº 51 (2010)
Agua y energía: producción hidroeléctrica en España
3.2. Distribución de la potencia y producción de hidroelectricidad
Los principales aprovechamientos hidroeléctricos, dadas las características geomorfo-
lógicas, climáticas e hidrológicas, se sitúan en la mitad Norte de España (cuadros 4 y 5).
Teniendo en cuenta que la hidroelectricidad necesita agua y desniveles topográficos, aunque
este segundo aspecto puede quedar subsanado con la tecnología actual, aquellas áreas donde
convergen ambos, son las que presentan el mayor peso de la producción (Molina, 1983).
Destaca en primer lugar la cuenca del Norte, cuyos ríos presentan caracteres idóneos
para su utilización energética, sobre todo el complejo del Noroeste. En el territorio gallego,
la compartimentación de su relieve y la densa red fluvial que lleva aparejada, ha favore-
cido desde siempre una intensa utilización de sus cursos de agua. La red de embalses de
Unión Fenosa está extendida por toda la región, especialmente en las provincias interiores,
siendo el Miño la arteria esencial que acoge la mayor parte de las presas (De Torres, Pazo
y Santos, 1988).
Cuadro 4
POTENCIA HIDROELÉCTRICA INSTALADA EN LAS CUENCAS HIDROGRÁFICAS.
2008
Cuenca
Hidrográca
Número de
aprovechamientos % Total Potencia instalada
MW % Total
Norte 293 22,3 4.058 22,3
Ebro 343 26,1 3.934 21,6
Duero 155 11,8 3.761 20,7
Tajo 121 9,2 2.878 15,8
Júcar 65 5,0 1.389 7,6
Guadalquivir 29 2,2 569 3,1
Galicia costa 69 5,3 555 3,1
Sur 19 1,4 461 2,5
Guadiana 10 0,8 248 1,4
Cataluña 178 13,6 227 1,2
Segura 27 2,1 108 0,6
Canarias 3 0,2 1 0,0
Total 1.312 100,0 18.190 100,0
Fuente: Ministerio de Medio Ambiente y Medio Rural y Marino.
Le sigue en importancia la cuenca del Ebro, sobre todo en dos dominios geomorfo-
lógicos y bioclimáticos trascendentales: el Pirineo y la Depresión Central. La cordillera
pirenaica cuenta con cursos hidrográficos en los que su caudal resulta significativo y en
cierto modo regular, gracias a su alimentación nival, perdiendo importancia a medida que
se desciende en altitud. Su pendiente también es trascendental, de ahí su aprovechamiento

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Cayetano Espejo Marín y Ramón García Marín
Investigaciones Geográficas, nº 51 (2010)
hidroeléctrico. En Aragón, los ríos pirenaicos, en especial las tres grandes arterias, Aragón,
Gállego y Cinca, junto con algunos de sus afluentes, han constituido las áreas de mayor
utilización energética de toda la región, dejando a un lado el Ebro, ya que en su caso ha
sido el caudal y no la topografía lo que ha hecho posible la implantación de centrales hi-
droeléctricas destacadas en la producción de la cuenca (Molina, 1980).
La cuenca del Duero ocupa el tercer lugar, y ello obedece a la presencia de ríos proce-
dentes de la cordillera cantábrica, en los que se deja sentir todavía el matiz oceánico, al que
se suma, en las cabeceras que coinciden con las altas cumbres, el factor nival. Los embalses
dedicados con preferencia o de manera exclusiva a la producción energética forman grupos:
uno en el alto Tera, en torno a la laguna de Sanabria, y otro en la penillanura salmantino-
zamorana (Cabo, 1989). La existencia de sectores en la red fluvial con intensa pendiente y
encajamiento en el basamento paleozoico ha favorecido la construcción de gigantescas presas
y embalses, en los que las pérdidas por infiltraciones son reducidas. Estas características
fluviales aparecen en zonas donde la red fluvial cuenta con caudales importantes. Destaca,
entre todas, el sector en el que el Duero es frontera entre España y Portugal. Estas favorables
condiciones energéticas son conocidas desde comienzos del siglo XX, y pronto se iniciaron
los trámites con Portugal para la explotación conjunta de las mismas. El acuerdo definitivo
se firmó el 11 de agosto de 1927, repartiéndose el tramo internacional entre ambos países
para la construcción de presas en el mismo. Poco después se iniciaba la construcción de la
primera gran presa española relacionada con el aprovechamiento integral de esta zona, la
de Ricobayo en el Esla, inaugurada en 1934 (García Zarza, 1982).
Cuadro 5
PRODUCCIÓN HIDROELÉCTRICA POR CUENCAS HIDROGRÁFICAS. GWH.
2003-2008
Cuenca 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Total
GWH
2003-
2008
(%)
Norte 10.564 8.038 5.824 9.526 8.672 7.042 49.666 31,0
Duero 11.094 7.569 3.958 5.979 7.965 4.951 41.516 25,9
Ebro-Pirineo 8.559 7.616 5.301 5.054 5.218 5.847 37.595 23,5
Tajo-Júcar-Segura 7.258 5.112 2.086 3.850 3.853 2.870 25.029 15,6
Guadalquivir-Sur 1.259 1.278 1.123 825 565 612 5.662 3,5
Guadiana 139 164 158 97 78 106 742 0,5
Total 38.873 29.777 18.450 25.331 26.351 21.428 160.210 100
Fuente: Red Eléctrica de España.
En cuarto lugar, y cerrando el conjunto de las cuencas hidrográficas destacadas en la
producción hidroeléctrica nacional, está la del Tajo, sobre todo por sus afluentes procedentes
del Sistema Central, en los que todavía el factor nival se introduce en su alimentación, ami-
norando esa irregularidad típica de los dominios mediterráneos y acusada en otras cuencas

123
Investigaciones Geográficas, nº 51 (2010)
Agua y energía: producción hidroeléctrica en España
peninsulares. En la provincia de Cáceres, los materiales que cruza el Tajo son aptos para
construir grandes presas que no tengan pérdidas por filtraciones y aterramientos. Es aquí
donde el Tajo y alguno de sus afluentes, como el Alagón, presentan las mejores condiciones
para la producción eléctrica, pues a las características citadas se une el que aquí llevan
más caudal, lo que explica la magnitud de los saltos y la elevada cuantía de la potencia
instalada (García Zarza, 1990).
En el resto de las cuencas, Júcar, Segura, Guadiana, Guadalquivir o la del Sur, los apro-
vechamientos hidroeléctricos no son tan importantes, situándose a gran distancia respecto
de los más septentrionales del país, pero también cuentan con centrales que tienen un papel
importante en la producción de electricidad, como es el caso de la central de bombeo puro
de la Muela de Cortes, en la cuenca del Júcar, la tercera instalación de mayor potencia de
las existentes en España.
4. La energía hidroeléctrica en la Política de Fomento de las Energías Renovables
La Ley 54/1997 del Sector Eléctrico tiene como fin básico establecer la regulación del
sector eléctrico, con el triple objetivo de garantizar el suministro eléctrico, garantizar la
calidad de dicho suministro y garantizar que se realice al menor coste posible, todo ello
sin olvidar la protección del medio ambiente, aspecto que adquiere especial relevancia
dadas las características de este sector económico. En su artículo 27, punto1, define que
la actividad de producción de energía eléctrica tendrá la consideración de producción en
régimen especial cuando se realice desde instalaciones cuya potencia instalada no supere
los 50 MW, y en los siguientes casos:
a) Instalaciones que utilicen la cogeneración y otras formas de producción asociadas
a actividades no eléctricas siempre que supongan un alto rendimiento energético.
b) Cuando se utilice como energía primara algunas de las energías renovables, siempre
que su titular no realice actividades de producción en el régimen ordinario.
c) Cuando se utilice como energía primaria residuos no renovables.
Desde la promulgación de la Ley del Sector Eléctrico, varios Reales Decretos han
regulado la actividad de producción eléctrica en régimen especial. El último es el RD
661/2007, de 25 de mayo (BOE 26-mayo-2007). En su artículo 2 se clasifican las catego-
rías, grupos y subgrupos de las tecnologías de producción empleadas y de los rendimientos
energéticos obtenidos. Las centrales hidroeléctricas se incluyen en el punto 4, grupo b.4,
las de potencia inferior a 10 MW, y en el punto 5, grupo b.5, aquellas cuya potencia está
comprendida entre los 10 y 50 MW.
Actualmente en España no existen planes concretos para la construcción de nuevas
centrales hidroeléctricas de más de 50 MW. Sin embargo, el Plan de Fomento de Energías
Renovables, aprobado por el Gobierno en diciembre de 1999, prevé para el periodo 2000-
2010 la instalación de 720 MW en centrales de menos de 10 MW, y 350 MW en centrales
de potencia entre 10 y 50 MW. Por tanto un total de 1.070 MW. Si se tiene en cuenta que
el incremento de la potencia en estas centrales ha sido de 514 MW entre los años 2000 y
2008, el grado de cumplimiento del objetivo en 2008 es del 48%.
En agosto de 2005 se aprueba el Plan de Energías Renovables en España (PER) 2005-
2010, que constituye la revisión del Plan de Fomento de las Energías Renovables en España
2000-2010. Con esta revisión se trata de mantener el compromiso de cubrir con fuentes
renovables al menos el 12% del consumo total de energía en 2010, objetivo propuesto en
1997 por el Libro Blanco de las Energías Renovables de la Comisión Europea. Los objetivos

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Cayetano Espejo Marín y Ramón García Marín
Investigaciones Geográficas, nº 51 (2010)
hidroeléctricos establecidos en el Plan se basan en la existencia de potencial hidroeléctrico
pendiente de desarrollar, viable técnica y ambientalmente, y poseer una tecnológica de alto
nivel de madurez con fabricación nacional. El potencial hidroeléctrico a desarrollar en este
período se ha fijado sobre la base de los aprovechamientos hidroeléctricos. Esto supone
unas previsiones de incremento de la potencia de las minicentrales hidroeléctricas de 450
MW entre 2005-2010, con lo que se alcanzaría una potencia global de 2.199 MW en esta
área. Para el área de centrales hidroeléctricas entre 10 y 50 MW se establece el objetivo de
un incremento de potencia de 360 MW en el período 2005-2010, lo que supondría alcanzar
una potencia global de 3.257 MW (cuadro 6).
Cuadro 6
PLAN DE ENERGÍAS RENOVABLES 2005-2010. OBJETIVOS EN LAS ÁREAS
HIDRÁULICAS
Área Minihidráulica (< 10 MW) Área Hidráulica (10-50 MW)
CC.AA. Situación
año 2004
(MW)
Incremento
2005-2010
(MW)
Potencia
2010
(MW)
Situación
año 2004
MW
Incremento
2005-2010
(MW)
Potencia
2010
(MW)
Andalucía 198 30 228 285 47 332
Aragón 194 40 234 476 33 509
Asturias 90 10 100 153 0 153
Baleares 0 0 0 0 0 0
Canarias 1 1 2 0 0 0
Cantabria 54 5 59 43 0 43
Castilla y León 264 90 354 378 65 443
Castilla-La Mancha 105 40 145 154 30 184
Cataluña 232 50 282 679 25 704
Extremadura 25 7 32 112 0 112
Galicia 215 102 317 432 86 518
Madrid 46 3 49 53 0 53
Murcia 18 4 22 14 0 14
Navarra 161 34 195 50 28 48
La Rioja 46 10 56 0 0 0
C. Valenciana 45 13 58 69 46 115
País Vasco 55 11 66 29 0 29
Total 1.719 450 2.199 2.897 360 3.257
Fuente: Plan de Energías Renovables.
En el PER también se indican las barreras y medidas necesarias para el cumplimiento
de este objetivo. Durante décadas, la evolución de la energía hidroeléctrica en España ha
sido creciente, aunque la participación de ésta en el total de energía eléctrica hace tiempo

125
Investigaciones Geográficas, nº 51 (2010)
Agua y energía: producción hidroeléctrica en España
que viene disminuyendo. Actualmente, la generación de electricidad de origen hidráulico
sigue encontrando importantes barreras de tipo administrativo que dificultan su desarrollo, y
avanza más lentamente de lo previsto. A continuación se relacionan las principales barreras
al desarrollo de las centrales hidroeléctricas detectadas en los distintos ámbitos de aplicación:
Ámbito de aplicación Barreras
Aprovechamiento del
recurso eléctrico Incertidumbre sobre el potencial hidroeléctrico pendiente de
desarrollar.
Aspectos
administrativos
Procedimiento de tramitación concesional largo y complicado.
Paralización de expedientes concesionales sin resolver.
Centrales hidroeléctricas paradas y abandonadas desde hace años.
Lentitud administrativa en autorizaciones e informes de las
Comunidades Autónomas.
Problemas con Ayuntamientos y Entidades Locales.
Aspectos sociales y
medioambientales
Oposición de grupos ecologistas locales.
Abandono medioambiental de medidas correctoras.
Falta de criterios especícos para establecer medidas correctoras.
Graves demoras en las resoluciones sobre Declaración de Impacto
Ambiental.
Aspectos normativos Normativa de conexión, acceso a la red y condiciones de operación
obsoleta.
Costes de desvíos en la venta al distribuidor a tarifa regulada.
Fuente: Plan de Energías Renovables en España.
En base al importante potencial hidroeléctrico técnicamente viable que existe en España
y sus favorables efectos medioambientales, sería necesario poner en marcha una serie de
medidas que facilitaran un mayor ritmo de implantación de nuevas instalaciones, de forma
que se incrementase el aprovechamiento de este tipo de energía en el territorio nacional. Las
medidas a adoptar podrían ser las siguientes: mantenimiento del apoyo tarifario, fomento
de concursos públicos en infraestructuras del Estado, aprovechamiento hidroeléctrico de
los caudales ecológicos, activar la tramitación y resolución de expedientes administrativos
concesionales y, por último, la elaboración de un nuevo Real Decreto sobre acceso a la red.
También el PER contempla el papel de la colaboración ciudadana, ya que las ventajas
que aportan las energías renovables como la minihidroeléctrica son poco conocidas entre
la mayoría de la sociedad, que debido en muchos casos a la desinformación, han frenado
su desarrollo. Está en manos de la ciudadanía darle el valor que le corresponde a la utili-
zación de las minicentrales hidroeléctricas y al resto de energías renovables, debido a los
elevados beneficios ambientales que reporta, como la no emisión de gases de efecto inver-
nadero, responsables del cambio climático, y los efectos derivados de éste. La obtención
de energía a través de minicentrales hidroeléctricas es uno de los sistemas de producción
energética más limpio y respetuoso con el medio ambiente, como indica el estudio Impactos
Ambientales de la Producción Eléctrica, Análisis de Ciclo de Vida de ocho tecnologías de
generación eléctrica (AUMA, 2000). Como toda actividad humana, provoca alteraciones
sobre el entorno donde se desarrolla, pero si se realizan adecuadamente todas las medidas
minimizadoras de los impactos ambientales que produce, la energía minihidroeléctrica
resulta una alternativa completamente viable y necesaria en el futuro.

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Cayetano Espejo Marín y Ramón García Marín
Investigaciones Geográficas, nº 51 (2010)
5. Conclusiones
El enorme esfuerzo humano y económico llevado a cabo a lo largo del siglo XX para
la construcción de tantas centrales hidroeléctricas ha situado a España entre los países que
cuentan con uno de los mayores parques hidroeléctricos del mundo. Ocupa el octavo lugar
dentro de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) por su
potencia hidroeléctrica en servicio. Sólo naciones de grandes dimensiones como Estados
Unidos o Canadá, o países muy montañosos y con grandes recursos hidráulicos, cuentan
con un parque hidroeléctrico mayor que el español.
La irregularidad en las precipitaciones se ha sabido compensar mediante la construc-
ción de centrales de bombeo capaces de obtener un altísimo rendimiento del agua como
recurso energético.
La producción de energía hidroeléctrica sigue teniendo un papel significativo en la
producción total de electricidad. Debe considerarse como sector estratégico de primer orden
dado su carácter autóctono, en un país como España que importa la mayor parte de los
productos energéticos que consume. No obstante, el desarrollo de ese potencial tropieza
actualmente con importantes limitaciones: en primer lugar, porque la construcción de nuevas
centrales hidroeléctricas de tamaño medio o grande entra cada vez más en conflicto con
otros importantes usos alternativos del agua y el suelo, y, en segundo lugar, porque buena
parte de los emplazamientos potenciales se encuentran en lugares de difícil acceso o im-
plican la realización de complejas y costosas obras civiles que encarecerían notablemente
el coste del kWh producido.
Las Políticas de Fomento de las Energías Renovables han dedicado a la hidroelectrici-
dad la atención que merece. Los incentivos económicos han permitido que durante las tres
últimas décadas se hayan rehabilitado viejas centrales abandonadas por su aparente falta
de rentabilidad. Además, se han construido otras de reducido tamaño, de escaso impacto
ambiental y de gran interés por el valor su producción.
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Anexo
CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DE MÁS DE 100 MW DE POTENCIA
EXISTENTES EN ESPAÑA, 2004
Nombre Año Potencia
kW Provincia Río (cuenca) Observaciones
Aldedávila I
Aldedávila II
Total
1962
1986
809.710
421.000
1.230.710
Salamanca Duero
Aldedávila II;
de bombeo
mixto
José María Oriol 1969 933.760 Cáceres Tajo
La Muela de Cortes
Cortes II
Total
1989
1988
634.800
280.000
914.800
Valencia Júcar La Muela; de
bombeo puro
Almendra-Villarino 1970 810.000 Salamanca Tormes (Duero)
Saucelle
Saucelle II
Total
1956
1989
250.560
285.000
535.560
Salamanca Duero
Cedillo 1976 440.000 Cáceres Tajo
Estany Gento-
Sallente 1985 415.000 Lérida Flamisell (Ebro) bombeo puro
Tajo de la
Encantada
1977 360.000 Málaga Guadalhorce
(Sur) bombeo puro
Aguayo 1966 339.200 Cantabria Torina (Norte)
Mequinenza 1964 324.000 Zaragoza Ebro
Esla (Ricobayo) 1933 291.240 Zamora Esla (Duero)
Puente Bibey 1964 285.250 Orense Bibey (Norte)
Un grupo
(71.000 kW) de
bombeo mixto

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Investigaciones Geográficas, nº 51 (2010)
Agua y energía: producción hidroeléctrica en España
San Esteban 1955 265.480 Orense Sil (Norte)
Ribarroja 1967 262.800 Tarragona Ebro
Bolarque I
Bolarque II
Total
1954
1973
28.000
208.000
236.000
Guadalajara Tajo Bombeo puro
Conso 1975 228.000 Orense Camba y Conso
(Norte) Bombeo mixto
Belesar 1963 225.000 Lugo Miño (Norte)
Valdecañas 1964 225.000 Cáceres Tajo Bombeo
mixto
Moralets 1985 221.400 Huesca N. Ribargozana
(Ebro) Bombeo puro
Guillena 1973 210.000 Sevilla
Ribera de
Huelva
(Guadalquivir)
Bombeo puro
Soutelo 1994 206.160 Orense Cenza (Norte)
Villalcampo I
Villalcampo II
Total
1949
1977
96.000
110.000
206.000
Zamora Duero
Castro I
Castro II
Total
1952
1977
84.380
110.000
194.380
Zamora Duero
Azután 1970 180.000 Toledo Tajo
Los Peares 1953 159.000 Lugo Miño (Norte)
Salime 1953 156.000 Asturias Navia (Norte)
Tavascan 1971 152.470 Lérida Ladorre/
Tabescan (Ebro)
Tanes 1978 133.000 Asturias Nalón (Norte) Bombeo mixto
Frieira 1970 130.000 Orense Miño (Norte)
Torrejón 1967 129.600 Cáceres Tajo-Tietar
(Tajo) Bombeo mixto
Cofrentes 1952 124.200 Valencia Júcar
Cornatel 1963 122.000 Orense Sil (Norte)
Castrelo 1969 112.000 Orense Miño (Norte)
Gabriel y Galán 1982 110.000 Cáceres Alagón (Tajo) Bombeo mixto
Canelles 1959 108.000 Lérida N. Ribargorzana
(Ebro)
Cijara I
Cijara II
Total
1956
1980
51.700
50.400
102.100
Badajoz
Cáceres Guadiana
Fuente: Ministerio de Industria, Comercio y Turismo. Estadística de la Industria de la Energía
Eléctrica. 2004.