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Recuperar las concesiones hidroeléctricas en España en 2021 para su gestión integral óptima

Fernando Prieto, Doctor en Ecología | Raúl Estévez Estévez, Biólogo y experto en GIS | Ignacio Marinas, Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos | Juan Avellaner, Doctor en Ingeniería Industrial
Central hidroeléctrica en presa

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El Observatorio de la Sostenibilidad (OS) publicó en 2018 el informe para la reversión de las concesiones hidroeléctricas en España por las siguientes razones:

  1. Los elevados precios de la electricidad de aquel verano de 2018 donde se observaron precios de energía récord en los últimos 10 años, a los que no son ajenos los windfall profits que recibe la hidroeléctrica y el resto del mix renovable, además de la nuclear, y que parece que van a ser amortiguados con una metodología avanzada más allá del modelo marginalista aplicado a un mercado en práctica monopolista en sentido literal y que necesita ajustes regulatorios hacia una mayor gestionabilidad de los recursos disponibles, reduciendo el impacto sobre la cadena de suministro.
  2. Las elevadas concentraciones de CO2 medidas en la atmósfera que llegaron a los 411 ppm, y los efectos cada vez más visibles del cambio climático. En el 2018 se observaron fenómenos meteorológicos extremos en todo el mundo que se extendieron hasta finales de 2019 en nuestras latitudes, además de soportar importantes olas de calor; en todo caso, apremiando a una generación más renovable y permitiendo una gestión más directa de la Transición Energética Europea.
  3. La necesidad de una gestión integral de los recursos hídricos, cíclicos y estacionales que busca la obligada gestión integral de cuenca, por encima de cualquier maximización de ingresos de generación de las empresas explotadoras. En concreto, en 2017 y en los años anteriores hubo una fuerte sequía y la priorización en la gestión del agua fue cuestionada, por encima de la legislación, entre usos hidroeléctricos frente a los agrícolas o los ambientales; en concreto, se busca optimizar con ellas la generación térmica y las termonucleares y en su conjunto al mix de generación. Por ello, se anota que el valor estratégico y económico de las centrales hidroeléctricas de embalse, no fluyentes, para la gestionabilidad de la red y del mercado ha aumentado en los últimos años y presenta un potencial creciente en los nuevos escenarios basados en incrementar la potencia variable de las renovables (eólica y fotovoltaica) con crecimientos exponenciales derivados de una demanda para la electrificación masiva de una economía descarbonizada.

Desde junio de 2021, los precios del mercado de generación de electricidad han crecido hasta máximos históricos, cercanos o ya superiores a los 100 €/MWh, medios diarios; y que trasladan unos precios al consumidor por encima de los 200 €/MWh (0,200 €/kWh), impulsados, en parte, por los precios del mercado de emisiones de CO2, por encima de los 50 euros por tonelada; y la subida del precio del GN en por encima de los 40 €/MWh; y, todo ello, en un contexto en el que las concentraciones de CO2 en la atmósfera han llegado al récord mundial de 419,7 ppm. En esta situación las dos misiones de la producción hidroeléctrica con embalses se han potenciado tanto estratégica como económicamente.

En este nuevo escenario de transición energética, la gestión del agua como recurso energético para la gestionabilidad del sistema eléctrico y para la regulación de la oferta y la demanda se convierte en clave; y especialmente con las centrales de bombeo puro, por lo que se convierten en recursos y tecnología esenciales para el país, que pretende superar el 74% de generación eléctrica renovable en 2030; la doble función de generación y regulación encomendada a los sistemas hidroeléctricas las hacen todavía más cruciales.

Por estas razones, el OS está actualizando el informe mencionado, ''Recuperación de las concesiones hidroeléctricas en España'', con el objetivo de señalar a la Sociedad Civil el importante asunto de la reversión de las concesiones hidroeléctricas adjudicadas a diferentes empresas eléctricas, en la mitad del siglo pasado, para que reviertan al Estado, al igual que se ha aplicado a centrales concretas de la cuenca del Ebro. Recordemos que cuando se construyeron las presas y posteriormente se instalaron los equipos electromecánicos e hidráulicos, la mayoría de las concesiones se adjudicaron por 75 años. Plazo que desde el OS opinamos que es bastante generoso si se compara con los periodos de amortización, incluso de las obras hidráulicas o de los equipos electromecánicos; por lo que la reversión al Estado al final de dicho periodo, para una explotación directa o para abrir un nuevo periodo de adjudicación buscando una explotación coordinada además de eficiente del recurso hídrico, esencialmente integrada en el sistema de cuenca.

Los plazos en las primeras adjudicaciones de las décadas del siglo XXI están caducando; sin embargo, no se observa que la Administración esté revertiendo concesiones, excepto las singularidades de la cuenca del Ebro. Quizás, las puertas giratorias hayan tenido su parte de responsabilidad en este asunto; y, así, a modo de ejemplo, en los años 90 proliferaron las extensiones de las concesiones y no nuevos concursos. En concreto, en 1996, el Gobierno Aznar nombró secretario de Estado de Agua al director de los servicios jurídicos de Iberdrola; altos cargos de la Administración han pasado a empresas energéticas y al revés. Debe señalarse que la energía hidroeléctrica en España tiene una potencia instalada de 20,3 GW, que supone el 19,4% del parque español, y su aportación a la producción en 2017, año especialmente seco, generó 20,2 TWh. Estas instalaciones, según diversas fuentes, están sustancialmente amortizadas, incluso considerando la reposición de equipos o la modernización que requieren nuevas inversiones. De acuerdo con el cronograma de concesiones, muchas de ellas se encuentran en fechas próximas de caducidad y no existe ninguna razón para no cumplir la Ley Refundida de Aguas y que retornen al Estado para licitarse en el nuevo marco hídrico y eléctrico señalado anteriormente; o bien, gestionarlas directamente por el Estado al asumir los nuevos marcos estratégicos adicionales a aquellos inicialmente previstos, pues asumen la importante misión de regulación de la red que demandaría una gestión pública directa.

En concreto, el OS, con los datos disponibles, estima que:

-Alrededor del 7% de las concesiones, en términos de volumen embalsado, ya han expirado. Sin embargo, a muchas de las centrales se les ha extendido la concesión de forma automática; así, Os Peares, de Naturgy (Gas Natural-Fenosa), a modo de ejemplo, ha recibido esta extensión por otros 75 años. El caso de Ricobayo que ya lleva 86 años también es reseñable.

-Entre 2018 y 2030 otro 8% de las concesiones irá caducando; entre los que se encuentran, a modo de ejemplo, los grandes embalses de el Tranco de Beas, en el Guadalquivir (2019); el de El Ebro, en Reinosa (2020), o el de Alarcón en el Tajo (2030).

-Extremadura es la Comunidad Autónoma con mayores capacidades de embalse hidroeléctrico con cerca del 30% nacional; seguida de Castilla y León con el 17%, Andalucía con cerca del 16%, Castilla-La Mancha con un 10% y Aragón con el 8%; por lo que estas 5 CCAA suponen más del 75% del total de capacidad de embalses hidroeléctricos. Sin embargo, en cuanto a potencia instalada de generación, incluido los bombeos, es diferente; así, Castilla y León abre la clasificación, seguida de Galicia, Extremadura, Cataluña y Aragón que totalizan el 80% del total.

-La central de Ricobayo es un caso paradigmático: con un embalse de 1.200 hm3; 93 m de salto y una longitud de presa de 220 m; dispone de dos centrales (pie de presa y caverna), que totalizan 284 MW; actualmente con concesión de explotación a Iberdrola, y que empezó a operar en 1935 y hoy todavía no ha revertido al Estado, después de 86 años. El tracto sucesivo empresarial y ampliaciones técnicas de compleja trasparencia han seguido adjudicándole periodos de alargamiento de la concesión, sin que esté muy claro cuando finaliza; y que, en todo caso, según la Ley no puede superar los 99 años. 

-Las CC.AA. y los ayuntamientos pueden ser los vigilantes y los que incidan en el proceso la reversión de estas concesiones hidroeléctricas. En muchas ocasiones, las comunidades autónomas que soportan estas infraestructuras coinciden con menores niveles de riqueza económica y que podrían derivar una serie de beneficios o incentivos locales y regionales, proporcionales, ya que han soportado los efectos ambientales de estas presas durante decenios y que podrían servir para revertir las tendencias de desplome de la población en la España vaciada y generar actividad económica inclusiva; por ejemplo con una aplicación en origen del IVA generado, entre otros. El OS entiende la complejidad de la aplicación, pero toma buena nota del reciente proceso aplicado a las multinacionales tecnológicas, entre otras.

Pero volviendo al asunto de la reversión, existen algunos casos de aplicación reciente protagonizadas por el organismo de cuenca como la Confederación Hidrográfica del Ebro. Con la reversión de estas concesiones se aplicaría por un lado la legislación vigente y el OS entiende que en muchos casos se alcanzarían beneficios para la sociedad, especialmente en:

-Una disminución del precio de la electricidad (como ha demostrado la Confederación Hidrográfica del Ebro en las centrales que ya han sido revertidas con precios de kWh producido a coste 0) al tratarse de activos amortizados que otorgan a las grandes eléctricas una gran influencia en el precio del mercado.

-Un mayor control público de las emisiones de CO2 y de la gestión del agua sobre todo en épocas de sequía que previsiblemente serán cada más frecuente en un escenario de cambio climático.

-Un mayor control sobre el precio de la energía sobre todo porque los windfall profits no recaerían en las grandes eléctricas, sino en el Estado (este mecanismo parece que se pretende cambiar).

Llama la atención que si bien los periodos de las concesiones de 75 años ya eran excesivos en un principio en la década de los 40 y 50 del pasado siglo, cuando se otorgaron no hayan sido revisados en las nuevas concesiones realizadas incluso en el siglo XXI. Es decir, contratos que podían ser quizás comprensibles en periodos de la autarquía, se han seguido desarrollando y aprobando hasta estos últimos años.

En suma, el OS entiende que el asunto de la producción hidroeléctrica podría ser realizada y gestionada por el Estado, siguiendo el ejemplo de muchos pies de presa explotados por las propias Confederaciones; o bien a través de una empresa adjudicataria, en concurso competitivo; pero en ambos casos debe perseguirse la optimización hídrica, medioambiental, energética y social (local, regional y nacional), y todo ello en el marco del Estado de derecho.

Por ello, el Estado tiene la obligación de rescatar las concesiones, en las condiciones que reclaman las mismas; y la potestad de decidir el procedimiento más eficaz para su explotación racional y optimizada. Y, en todo caso, el modelo elegido debe perseguir la eficacia y eficiencia en los términos señalados anteriormente. Con ello, claramente se aportará un importante componente de mejora del sistema de precios eléctricos al mercado, y otros, además de garantizar que el recurso hídrico sea optimizado en ese nuevo entorno definido por los planes de cuenca, de transición energética, de gestionabilidad, buscando el bien común basado en la sostenibilidad; y todo ello en el cumplimiento estricto en un Estado de derecho. 

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