Snowy 2.0, el mayor proyecto de almacenamiento hidroeléctrico bombeo de Australia, eleva su coste hasta 25.000 millones de dólares australianos, doce veces los 2.000 millones presupuestados en 2017, con la puesta en marcha fijada para 2029.
La cifra no es una alerta de urgencia: es la horquilla que maneja el contratista principal, Future Generation Joint Venture (FGJV), en su estimación actualizada de coste y calendario. Entre 22.500 y 25.000 millones de dólares australianos hasta la entrada en servicio de una instalación de 2,2 GW de potencia y 350 GWh de capacidad. Hablamos del mayor proyecto de seguridad energética del país, con más de 5.000 trabajadores movilizados en obra.
La cronología del desfase explica mejor que cualquier adjetivo lo que ha ocurrido. En 2017, al anunciarse, el presupuesto era de 2.000 millones. Ese mismo año se revisó a una horquilla de 3.800 a 4.500 millones. En 2018 subió a 6.100 millones. En 2023, a 12.000 millones. La estimación actual duplica esa última referencia.
De 2.000 a 25.000 millones: la aritmética de un sobrecoste que no se detiene
Vamos a los datos. Doce veces y media el presupuesto original en nueve años. La actualización atribuye la desviación, en primer lugar, a la subestimación del alcance de entrega por parte de FGJV: fallos de planificación, bajo rendimiento en costes y objetivos de productividad incumplidos por la complejidad constructiva. En segundo término, a una revisión del diseño que obligó a análisis técnicos detallados. Y en tercero, a factores externos: el encarecimiento global de equipos, servicios y mano de obra por encima de las provisiones fijadas en el reinicio contractual de 2023.
Para entendernos: no es que la obra se haya encarecido un 20% por un imprevisto geológico puntual. Es que contrato, diseño y coste de materiales se han movido a la vez, y cada revisión se calculó sobre la anterior. El resultado es una infraestructura de titularidad pública, gestionada por Snowy Hydro, que ya ha superado varias veces el umbral en el que cualquier analista habría exigido parar y replantear el conjunto.
Un sobrecoste de doce veces el presupuesto inicial no es un imprevisto: es la prueba de que el coste de la flexibilidad se planificó mal desde el primer día.
El consejero delegado de Snowy Hydro, Dennis Barnes, calificó el alza de ‘decepcionante’, aunque puso el foco en un detalle contractual: al haberse abandonado el modelo de precio fijo, la compañía ya no está expuesta a ‘miles de millones de dólares en reclamaciones del contratista’. Traducido: el riesgo no desaparece, cambia de bolsillo. Antes lo absorbía en parte el constructor; ahora lo asume el propietario público.
Salir del precio fijo no abarata la obra: solo traslada la factura del contratista al contribuyente.
La letra pequeña del contrato: qué cambió en 2023 para que el coste ya no sea fijo
El reinicio contractual de 2023 introdujo mecanismos para sostener la gestión de costes y programa de FGJV. Entre ellos, la obligación de montar una oficina de control de proyecto, hoy operativa, que usa datos y analítica avanzada para medir productividad y detectar riesgos emergentes antes de que se conviertan en sobrecoste. El consorcio ya trabaja con esa estructura, y la propia compañía la presenta como la herramienta llamada a evitar que el desfase se repita durante el montaje.
El estado de obra permite cierto optimismo técnico. La excavación de cavernas está al 90% y la tunelación mecánica al 65%. Las seis turbinas reversibles han llegado ya a Australia: las fabricó la alemana Voith Hydro, con componentes a medida producidos en su planta de Shanghái. La siguiente fase es el montaje físico de la central subterránea, con válvulas de entrada, carcasas espirales y transformadores de alta tensión de más de 400 toneladas cada uno.
📊 Impacto ecológico en cifras
- Capacidad: 2,2 GW de potencia y 350 GWh de almacenamiento de larga duración.
- Equivalencia: unos 26 millones de baterías domésticas, o energía para 3 millones de hogares durante una semana.
- Inversión: entre 22.500 y 25.000 millones de dólares australianos hasta la entrada en servicio en 2029.
- Vida útil: 150 años, hasta 2176, según Snowy Hydro. CO2 evitado: no detallado en la fuente oficial.
El seguro de la red: qué aporta el bombeo que una batería no puede dar
Aquí está el argumento que sostiene el proyecto pese a la factura. El bombeo frente a baterías no compite por potencia instantánea: compite por duración. Snowy 2.0 está dimensionado para cubrir sequías de viento y sol de varios días, el escenario en el que un sistema con mucha renovable variable y poca flexibilidad de red eléctrica empieza a quemar gas de respaldo o a desconectar demanda. En palabras de Barnes, es la póliza de seguro de la red contra apagones y picos de precio que acaban repercutiendo en la factura doméstica.
La escala física lo respalda. El complejo de cavernas está a un kilómetro bajo tierra y su volumen se compara con el de la Ópera de Sídney. Los transformadores de 400 toneladas y las turbinas reversibles no se fabrican en serie: cada unidad es un pedido único, lo que explica parte del sobrecoste. El equivalente declarado por la compañía son unos 26 millones de baterías domésticas, o energía suficiente para abastecer 3 millones de hogares durante una semana. Una central hidroeléctrica reversible es, en esencia, una batería de agua a escala de país.
Los planes de fiabilidad del operador del sistema, AEMO, llevan años identificando ese hueco de almacenamiento de larga duración en la red australiana. Las baterías de litio crecen rápido y son competitivas en bloques de dos a cuatro horas. El bombeo cubre jornadas enteras. Son tecnologías complementarias, no sustitutas, y el coste real de cada una solo se entiende cuando se mide por hora de respaldo entregada, no por megavatio instalado.
Lo que este caso enseña a la transición: la flexibilidad también se paga
El precedente es incómodo, pero útil. El esquema original de Snowy, construido entre 1949 y 1974, sigue sosteniendo la fiabilidad del sistema más de 70 años después; el nuevo complejo aspira a una vida útil de 150 años, hasta 2176. Esa longevidad es el argumento económico que ningún parque de baterías puede replicar hoy. También es la coartada perfecta para no auditar un presupuesto. Otros desarrollos internacionales, como el suizo Nant de Drance, demuestran que el bombeo se entrega en plazo cuando la ingeniería de detalle se cierra antes de la primera excavación.
En España, el bombeo lleva más de una década sin apenas capacidad nueva, pese a figurar en todos los planes climáticos y en la propia Taxonomía Verde europea como actividad habilitante de la descarbonización. El caso australiano marca la letra pequeña: sin contrato cerrado, sin alcance bien definido y sin hitos verificables, la infraestructura de flexibilidad más útil del sistema se convierte en un sumidero presupuestario. La lección no es renunciar al bombeo. Es que la flexibilidad también se paga, y conviene saber cuánto antes de firmar.
🌍 El Impacto Real para el Futuro
- Beneficio medible: 350 GWh de almacenamiento, equivalentes a la energía que consumen 3 millones de hogares durante una semana.
- Modelo que cambia: el respaldo de gas para cubrir varios días sin viento ni sol deja de ser la única opción disponible.
- Para las próximas generaciones: una infraestructura diseñada para 150 años que amortiza su coste mucho después del último sobrecoste.
