El Gobierno ha ordenado demoler 12 de las 21 concesiones hidroeléctricas caducadas en esta legislatura. El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico “tiene constancia de la finalización del plazo concesional o de la extinción, desde enero de 2020”, de 21 concesiones con apenas 37,7 megavatios (MW) de potencia, ubicadas en las provincias de Alicante, Asturias, Cáceres, Cuenca, Guadalajara, Guipúzcoa, Huesca, Navarra, La Rioja, Teruel, Valencia y Zaragoza.
Desde 2020 se ha ordenado la “demolición a cargo del titular” de doce de ellas, con 15,38 MW, en las cuencas del Cantábrico, Tajo, Júcar y Ebro. Otras cuatro (11,8 MW) han sido revertidas y adscritas a las confederaciones del Cantábrico y el Ebro para que las gestionen directamente. En dos (2,8 MW) se ha iniciado el expediente de extinción. Y en tres (7,2 MW) ese trámite aún no ha empezado, explica el Gobierno en una respuesta parlamentaria fechada el 7 de septiembre.
Según el Reglamento del Dominio Público Hidráulico, al extinguirse estos aprovechamientos (con carácter general, se extienden 75 años, aunque algunas se han llegado a prorrogar más de un siglo), debe optarse por su continuidad o demoler las instalaciones. De los que se ha decidido destruir, la mayoría de la potencia (12 MW) corresponde a la presa de Los Toranes (Albentosa, Teruel), construida en 1954 y ubicada en el río Mijares (comarca de Gúdar-Javalambre).
Esta concesión se extinguió en noviembre de 2020 y la explotaba Iberdrola. Transición Ecológica ordenó demoler la presa con el apoyo de varios grupos ecologistas, que defienden recuperar el estado original de los ríos, como marca la Estrategia Europea para la Biodiversidad para 2030, que se propuso devolver a su caudal libre 25.000 kilómetros de cursos fluviales en la UE.
En febrero, Ecologistas en Acción, WWF, SEO-Birdlife o Amigos de la Tierra, entre otros, enviaron una carta a la vicepresidenta Teresa Ribera en apoyo al derribo, por “criterios científicos, técnicos y ambientales”, porque su producción energética es “muy escasa” y “su explotación hidroeléctrica no es compatible con la preservación de un mínimo caudal ecológico imprescindible para la salud del ecosistema fluvial”.
La presa está “obsoleta” y si sigue en pie es porque Iberdrola ha pleiteado en el Tribunal Superior de Justicia de Madrid porque “no quiere pagar los costes”, dice el exeurodiputado David Hammerstein, de la asociación Ríos con Vida.
Pero algunos grupos locales se oponen al derribo: del Gobierno de Aragón al PSOE de Teruel o el diputado de Teruel Existe, Tomás Guitarte, que en diciembre reclamó a Ribera que “evalúe correctamente el impacto social que provocaría”: la presa y las acequias que alimenta “generan riqueza en el sector agrícola, en el energético e incluso en el turístico, al perder dos saltos de agua muy visitados”, y “es un punto esencial de captación de agua en una zona de alto riesgo de incendios”. También el PP se interesó entonces por la infraestructura.
Según Transición Ecológica, cuando termina una concesión hay que conjugar muchos factores y “uno de los objetivos que se han marcado los planes hidrológicos del tercer ciclo, actualmente en consulta pública, es recuperar el espacio fluvial” para que las masas de agua “ocupen su espacio natural”.
“Para ello se propone, entre otras acciones, la demolición y retirada de infraestructuras grises que interrumpen la continuidad longitudinal y lateral de los ríos. Estas actuaciones van dirigidas a mitigar el riesgo de inundación, a contribuir a que las masas de agua alcancen los objetivos ambientales y a proteger y mejorar la biodiversidad”. Otra opción es continuar su explotación. Varios de esos planes a consulta plantean dar más poder al Estado en la gestión de estas infraestructuras.
Pregunta del PP
El Gobierno indica que está fijando “criterios comunes” a todas las confederaciones para “coordinar y orientar los procedimientos de extinción y la eventual continuidad de la explotación de los aprovechamientos”, para que la reversión cumpla “los objetivos de la planificación hidrológica y los programas de medidas asociados a las masas de agua afectadas, así como la consideración de las exigencias medioambientales derivadas del resto de legislación nacional y autonómica, especialmente aquella que afecta a zonas protegidas”.
Su respuesta emana de una pregunta del PP, que pasó de interesarse por las presas caducadas y las medidas “para revisar la caducidad de las concesiones” el 10 de junio a ridiculizar la idea de una empresa pública de energía en agosto, cuando con el precio de la luz ya disparado, Ribera se abrió a esa opción, que enfrió en septiembre el presidente del Gobierno porque “no forma parte del acuerdo de coalición”.
Así lo recordó Pedro Sánchez en vísperas de aprobar por Real Decreto-Ley un recorte temporal de 2.600 millones de euros a las eléctricas para abaratar el recibo e intentar que acabe 2021 en los niveles de 2018 pese al aumento exponencial del mercado mayorista eléctrico por la subida del gas. Las eléctricas están en pie de guerra contra el decreto y un proyecto de ley para descontarles los ingresos extra que reciben por la subida del CO2 y que les invita a renunciar a las concesiones hidroeléctricas si creen que no van a ser rentables cuando se aplique.
Los datos de esa respuesta muestran el escaso volumen de MW hidroeléctricos que ha vencido esta legislatura. En junio, Transición Ecológica facilitó un listado incompleto con 30 concesiones que caducarán en la próxima década y sumaban más de 700 MW de potencia, en su mayoría en manos de las grandes eléctricas. Pero la bolsa real se desconoce.
19 centrales en el Ebro
En un artículo en la web iagua, Rogelio Galván, de la Confederación Hidrográfica del Ebro, señala que esta ya gestiona, entre otras, cinco presas que suman más de 58 MW “para las que se ha decidido la continuidad de la explotación maximizando el interés público”. Y revela que “en el periodo 2021-2027 se espera que otras 19 centrales finalicen su periodo concesional” en esta confederación, frente a las seis del listado de Transición Ecológica.
En noviembre de 2018, Ribera explicó que entonces había 115 aprovechamientos hidroeléctricos de cuencas intercomunitarias extinguidos. Unos cien estaban abandonados y con poca rentabilidad económica aparente. Además, se preveía que se extinguieran 25 concesiones hasta 2020 y 70 hasta 2030.
Entre quienes apoyan que el Estado gestione directamente este recurso está el expresidente de Red Eléctrica Jorge Fabra, que defendía en una reciente entrevista que permitiría “complementar la producción eléctrica cuando otras tecnologías renovables tengan valles, proteger la salud ecológica de nuestros ríos y garantizar el riego, el control de las crecidas y el suministro de agua potable sin que interfieran intereses económicos espurios”, y “compensar a los territorios que soportan las centrales y sufren las consecuencias de la desigualdad territorial”.
Diego Rodríguez, catedrático de la Universidad Complutense de Madrid y consejero de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) hasta 2017, señala en un artículo publicado este mes por Fedea que “es perfectamente posible” que, una vez caduquen las concesiones, las gestione esa empresa pública. “La cuestión es si ello repercute en alguna pauta de comportamiento distinto a si la empresa fuera privada” y si “podría tener un efecto sistemático y significativo sobre los precios”. Él lo duda.
Así, “en el caso de las centrales (muchos cientos) que usan el agua no embalsada o fluyente, es obvio que no hay una alternativa de poder generar en otro momento y, por tanto, acuden al mercado como precio aceptantes, con precios cero o próximos a cero que les permitan vender la energía producida”. Pero las que tienen embalse pueden elegir cuándo producen “y lo óptimo es hacerlo con vistas a maximizar su valor”. Independientemente de si están en manos privadas o públicas, “esa decisión es la más favorable para la empresa pero también para los consumidores”.
“Si el precio en una hora es alto (pongamos las 14 pm, con un precio de 80 €/MWh), y se prevé que en el futuro sea más bajo, la empresa privada tratará de turbinar más en esa hora, lo que obviamente incrementa la oferta y reduce el precio. ¿Qué haría la empresa pública? ¿No turbinar en esa hora y hacerlo, por ejemplo, a las 2 am con un precio de mercado de 40 €/MWh, renunciando así a buena parte de sus ingresos potenciales sin que ello redunde en un beneficio claro para los consumidores?”.
“Si el objetivo de la empresa es vender electricidad producida con hidráulica a precio de coste, ¿qué incentivo tendrá a ofertarla al coste de oportunidad, que es la forma que mejor gestiona el agua?”, se pregunta por su parte en su blog el profesor de ICAI Pedro Linares. Con independencia de que esté en manos públicas o privadas, “la hidráulica debe ofrecerse al coste de oportunidad para que su gestión sea la apropiada”; de lo contrario, produciría cuando los precios del mercado mayorista son bajos, “que es cuando no hace falta, y no produciendo cuando los precios son altos, que es cuando de verdad se la necesita”.
Concesiones a 15 años
Diego Rodríguez sí cree “absolutamente necesario” que las nuevas concesiones se adapten “a las circunstancias actuales, extrayendo las rentas de escasez del recurso”. Las actuales, muchas de la dictadura franquista, “se dieron en un contexto económico y social totalmente distinto”. Y en las futuras deberían “reducirse drásticamente los plazos”, con “periodos no superiores a 15 o 20 años”, evitando “quedar encerrados en una relación de muy largo plazo en un contexto de transición energética sujeta a elevadas incertidumbres”.
El catedrático también reclama “una extracción más adecuada del valor de ese recurso escaso. Ello puede combinar sistemas de subastas concesionales junto con tasas específicas por el uso de ese recurso”. Y “aportar desde ya transparencia sobre las características de las concesiones para uso hidroeléctrico actual es una condición necesaria para comenzar esa discusión, ya que el intrincado sistema de gobernanza del agua en España hace que esa información no esté disponible públicamente”, añade Rodríguez.
En su artículo en Fedea, donde es investigador asociado y dirige el área de Economía Digital y Energía, recuerda que “se ha considerado una anomalía” que en agosto la hidroeléctrica marcase los precios en el mercado mayorista. “Para explicar esto hay que partir de que, desde el punto de vista de su aprovechamiento para el sistema eléctrico, el agua ha de verterse maximizando su valor”, que determina su coste de oportunidad. Al ser un recurso limitado, “debe hacerse un uso del mismo que maximice ese valor para el conjunto de los consumidores”.
“Aunque formalmente es la central hidroeléctrica la que con frecuencia cierra el mercado (y así aparece en la estadística como tecnología marginal), la causa subyacente a que el precio de mercado sea elevado es el alto coste pagado por la central de ciclo”, que quema gas, explica Rodríguez. La hidroeléctrica oferta “a un precio muy cercano al del ciclo y entra en la casación cerrando el mercado. La alternativa sería que entrase otro ciclo, o que el anterior produjese un poco más (asumiendo que no estaba en el máximo de su capacidad), pero en ese caso el incremento por esa cantidad adicional va a ser con mucha seguridad mayor que la alternativa de ser cubierta con esa central hidroeléctrica, ya que el precio se ofrece creciente por escalones”.