Castrovido se concibió sobre plano con una central hidroeléctrica a pie de presa, diseñada para proporcionar una producción media anual eléctrica de 15,23 GWh, pero finalmente arrancará sin ella, según la documentación a la que ha tenido acceso este periódico. El cambio en las dimensiones del embalse -la reducción de la cota a 1.041 metros- que se produjo con el primer modificado, realizado en 2005, obligó a suprimir diversos equipos, entre ellos estas instalaciones, y a dejar su construcción pendiente de otro concurso que hoy, 15 años después, todavía no se ha concretado. Este podría ser público o bien quedar vinculado a la futura explotación en régimen de concesión de la infraestructura.
De este modo, la Dirección General del Agua se ha visto forzada a sacar a licitación las obras para garantizar el suministro de energía eléctrica a la infraestructura hasta que esa central se ejecute (no hay fecha) lo que supondrá un coste extra estimado de 656.535,18 euros. El contrato se acaba de publicar, con un plazo de ejecución de 7 meses, por lo que no estará listo hasta final de año, en el mejor de los casos, puesto que las ofertas económicas se abrirán a final de febrero.
Estos plazos podrían suponer un nuevo retraso para la puesta en funcionamiento de la presa, que comenzó a construirse en 2004. Según los últimos datos facilitados por la Confederación Hidrográfica en diciembre, la obra civil estaba prácticamente terminada, tras una inversión superior a los 230 millones, frente a los 75,84 por los que se adjudicó a FCC. Las precipitaciones caídas en otoño, con nieve muy temprana, impidieron realizar el desvío provisional del río. Será entonces cuando se pueda proceder al llenado escalonado de la presa para comprobar que todo funciona correctamente.
Inicialmente, la intención de la Confederación Hidrográfica del Duero fue redactar un modificado al contrato firmado con FCC en el que se iban a incluir, "entre otras unidades", estas instalaciones de electrificación. Sin embargo, la Abogacía del Estado emitió un informe desfavorable al que hubiera sido el cuarto modificado del proyecto en mayo de 2018.
Los técnicos reconocen que en la "primera fase de explotación y puesta en servicio" de la infraestructura regulatoria, "no se podrá contar con la alimentación directa de la central, por lo que se hace preciso reorganizar la alimentación" con los medios actualmente disponibles y dejar "para una fase posterior" el esquema de conexiones "originalmente proyectado". De este modo, se han visto obligados a buscar una solución "que busque una compatibilidad con la futura instalación de la central hidroeléctrica a pie de presa y sus instalaciones y equipos, turbinas y alternadores", al tiempo que garantiza el suministro ordinario de energía a través de las líneas externas y los grupos autónomos existentes en la actualidad.
Actualmente, existe una línea de 45 kV que alimenta la subestación de la presa y otra de 13,2-20kV del poblado, que realizará el suministro si la primera falla. En el caso de que este segundo suministro tampoco estuviera operativo, "las instalaciones se alimentarían por medio de los grupos electrógenos de emergencia instalados en cada uno de los centros de transformación", detallan.