En los próximos años, muchas de las concesiones de aprovechamientos hidroeléctricos que se otorgaron hace casi un siglo llegarán a su fin, justo en pleno proceso de cambio en el modelo de generación. Su futuro y cómo deberán ser los nuevos gestores de las centrales queda reflejado en el borrador de la Ley de Cambio Climático y Transición Energética que quiere aprobar el gobierno y llevar al Congreso el próximo mes de marzo.

Dice el artículo 7 del borrador del anteproyecto de la Ley que las nuevas concesiones que se otorguen para el «aprovechamiento del dominio público hidráulico no fluyente para la generación de energía eléctrica» tendrá como prioridad «el apoyo a la integración de las tecnologías renovables no gestionables en el sistema eléctrico», promoviendo, en particular, las centrales hidroeléctricas reversibles.

 

También señala que esta tecnología «está llamada a desempeñar un papel fundamental» en el sistema eléctrico, «debido a que su rápida respuesta y gestionabilidad permiten maximizar la penetración de las tecnologías, garantizando el suministro en todo momento».

Por eso, se propone poner en marcha «los mecanismos que permitan aplicar a las nuevas concesiones que se otorguen» sean compatibles con aplicar «una estrategia de bombeo, almacenamiento, y turbinado para maximizar la integración de energías renovables, condicionado al cumplimiento de los objetivos ambientales en los planes de cuenca».

Hace poco más de un año, la ministra Teresa Ribera, durante una comparencia en la entonces Comisión de Transición Ecológica del Congreso de los Diputados, avanzó que “hay un volumen [de MW hidroeléctricos] limitado, y que nos debería permitir pensar en dos opciones básicamente: garantizar un cierto precio para consumidores vulnerables y una cierta capacidad de almacenamiento y moderación de precios medios”.

E incluso se llegó a publicar en un medio económico que en el Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, además de devolver las competencias a la CNMC sobre los peajes, se iba a otorgar al operador del sistema, REE, una función que éste venía reclamando desde hace años: la gestión de las centrales hidroeléctricas reversibles de bombeo, con un texto exacto al que aparece en el borrador de la ley. ¿Quiere decir eso el artículo 7 del borrador de la futura Ley?

«Desde mi punto de vista, la redacción actual de la Ley deja suficiente margen para que existan diferentes opciones respecto a quién gestiona las centrales hidráulicas no fluyentes una vez reviertan las concesiones», explica Daniel Pérez, abogado especializado en energías renovables y responsable del servicio jurídico de Holaluz, «se habla de nuevas concesiones que se otorguen y de los criterios para otorgarlas (entre ellos, maximizar la integración de renovables y respetar los objetivos ambientales), pero no sé a quién se le otorgará. Es algo que queda abierto para un posterior desarrollo normativo».

Para Piet Holtrop, abogado internacional, experto en energías renovables y fundador de HOLTROP S.L.P Transaction & Business Law, «estos recursos estarán al servicio del sistema eléctrico, y REE tiene que tener un rol importante en gestionarlos como operador del sistema, pero en principio no le estaría permitido operarlos directamente, ni indirectamente, por separación de actividades. Gestionarlo como operador del sistema no es lo mismo que operar estos sistemas».

Efectivamente la nueva Directiva Europea 2019/944 sobre mercado interior de la electricidad, en su artículo 68, prohibe expresamente que REE pueda entrar en generación eléctrica, porque establece que una misma persona no puede ejercer control sobre funciones de generación y suministro y, al mismo tiempo, ejercer control sobre la red de transporte. De la misma manera, el control sobre un gestor de red de transporte debe excluir la posibilidad de ejercer control o cualquier derecho sobre un generador o suministrador.

Sin embargo, «la Directiva sí permite que REE gestione una central de almacenamiento, es una excepción a la regla general para cumplir objetivos como el de la integración de renovables», añade Daniel Pérez.

Según el artículo 36, «los Estados miembros podrán autorizar a los gestores de redes de transporte a poseer, desarrollar, gestionar o explotar instalaciones de almacenamiento de energía», si la autoridad reguladora lo aprueba o si otras empresas no pueden prestar esos servicios a un coste razonable y en tiempo oportuno, si es necesario que haya un funcionamiento eficiente, fiable y seguro de la red de distribución y esas instalaciones no son utilizadas para comprar o vender electricidad en los mercados de electricidad o si la autoridad reguladora valore la necesidad de dicha excepción.

Algo parecido ocurrió en su momento con la central de bombeo Chira-Soria en Canarias. En 2013 se aprobó la Ley de Garantía de Suministro e Incremento de la Competencia de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares lo que permitió que la concesión pasara de Unelco-Endesa a Red Eléctrica, y por lo tanto se le considera un caso de singularidad.

Proceso para la concesión de una central hidroeléctrica.

En el momento de finalizar una concesión, se abren tres opciones: la prórroga automática, sacar a concurso público la concesión o que la Administración pública asuma la gestión directa de la central, como ya ha ocurrido en dos ocasiones con el Gobierno de Aragón.

Según la Ley de Aguas 1/2001 de 20 de julio, que modifica una Ley de 1879, ‘toda concesión se otorgará según las previsiones de los Planes Hidrológicos, con carácter temporal y plazo no superior a 75 años’, aunque es posible que se declaren caducadas si hay ‘incumplimiento de cualquiera de condiciones esenciales o plazos en ella previstos’. Y compete al presidente de la Cuenca Hidrográfica ‘otorgar las concesiones y autorizaciones de aprovechamiento del dominio público hidráulico‘.

Una vez que finalice ese plazo, se permite ampliarlo o prorrogarlo, si se realizan ‘determinadas obras‘ necesarias para su ‘normal utilización‘, según el artículo 59 de esa misma Ley.

Con el desarrollo de la futura Ley de Cambio Climático y Transición Energética, este procedimiento podría ser muy diferente.

 

Fuente:  Laura Ojea

En los próximos años, muchas de las concesiones de aprovechamientos hidroeléctricos que se otorgaron hace casi un siglo llegarán a su fin, justo en pleno proceso de cambio en el modelo de generación. Su futuro y cómo deberán ser los nuevos gestores de las centrales queda reflejado en el borrador de la Ley de Cambio Climático y Transición Energética que quiere aprobar el gobierno y llevar al Congreso el próximo mes de marzo.

Dice el artículo 7 del borrador del anteproyecto de la Ley que las nuevas concesiones que se otorguen para el «aprovechamiento del dominio público hidráulico no fluyente para la generación de energía eléctrica» tendrá como prioridad «el apoyo a la integración de las tecnologías renovables no gestionables en el sistema eléctrico», promoviendo, en particular, las centrales hidroeléctricas reversibles.

 

También señala que esta tecnología «está llamada a desempeñar un papel fundamental» en el sistema eléctrico, «debido a que su rápida respuesta y gestionabilidad permiten maximizar la penetración de las tecnologías, garantizando el suministro en todo momento».

Por eso, se propone poner en marcha «los mecanismos que permitan aplicar a las nuevas concesiones que se otorguen» sean compatibles con aplicar «una estrategia de bombeo, almacenamiento, y turbinado para maximizar la integración de energías renovables, condicionado al cumplimiento de los objetivos ambientales en los planes de cuenca».

Hace poco más de un año, la ministra Teresa Ribera, durante una comparencia en la entonces Comisión de Transición Ecológica del Congreso de los Diputados, avanzó que “hay un volumen [de MW hidroeléctricos] limitado, y que nos debería permitir pensar en dos opciones básicamente: garantizar un cierto precio para consumidores vulnerables y una cierta capacidad de almacenamiento y moderación de precios medios”.

E incluso se llegó a publicar en un medio económico que en el Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, además de devolver las competencias a la CNMC sobre los peajes, se iba a otorgar al operador del sistema, REE, una función que éste venía reclamando desde hace años: la gestión de las centrales hidroeléctricas reversibles de bombeo, con un texto exacto al que aparece en el borrador de la ley. ¿Quiere decir eso el artículo 7 del borrador de la futura Ley?

«Desde mi punto de vista, la redacción actual de la Ley deja suficiente margen para que existan diferentes opciones respecto a quién gestiona las centrales hidráulicas no fluyentes una vez reviertan las concesiones», explica Daniel Pérez, abogado especializado en energías renovables y responsable del servicio jurídico de Holaluz, «se habla de nuevas concesiones que se otorguen y de los criterios para otorgarlas (entre ellos, maximizar la integración de renovables y respetar los objetivos ambientales), pero no sé a quién se le otorgará. Es algo que queda abierto para un posterior desarrollo normativo».

Para Piet Holtrop, abogado internacional, experto en energías renovables y fundador de HOLTROP S.L.P Transaction & Business Law, «estos recursos estarán al servicio del sistema eléctrico, y REE tiene que tener un rol importante en gestionarlos como operador del sistema, pero en principio no le estaría permitido operarlos directamente, ni indirectamente, por separación de actividades. Gestionarlo como operador del sistema no es lo mismo que operar estos sistemas».

Efectivamente la nueva Directiva Europea 2019/944 sobre mercado interior de la electricidad, en su artículo 68, prohibe expresamente que REE pueda entrar en generación eléctrica, porque establece que una misma persona no puede ejercer control sobre funciones de generación y suministro y, al mismo tiempo, ejercer control sobre la red de transporte. De la misma manera, el control sobre un gestor de red de transporte debe excluir la posibilidad de ejercer control o cualquier derecho sobre un generador o suministrador.

Sin embargo, «la Directiva sí permite que REE gestione una central de almacenamiento, es una excepción a la regla general para cumplir objetivos como el de la integración de renovables», añade Daniel Pérez.

Según el artículo 36, «los Estados miembros podrán autorizar a los gestores de redes de transporte a poseer, desarrollar, gestionar o explotar instalaciones de almacenamiento de energía», si la autoridad reguladora lo aprueba o si otras empresas no pueden prestar esos servicios a un coste razonable y en tiempo oportuno, si es necesario que haya un funcionamiento eficiente, fiable y seguro de la red de distribución y esas instalaciones no son utilizadas para comprar o vender electricidad en los mercados de electricidad o si la autoridad reguladora valore la necesidad de dicha excepción.

Algo parecido ocurrió en su momento con la central de bombeo Chira-Soria en Canarias. En 2013 se aprobó la Ley de Garantía de Suministro e Incremento de la Competencia de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares lo que permitió que la concesión pasara de Unelco-Endesa a Red Eléctrica, y por lo tanto se le considera un caso de singularidad.

Proceso para la concesión de una central hidroeléctrica.

En el momento de finalizar una concesión, se abren tres opciones: la prórroga automática, sacar a concurso público la concesión o que la Administración pública asuma la gestión directa de la central, como ya ha ocurrido en dos ocasiones con el Gobierno de Aragón.

Según la Ley de Aguas 1/2001 de 20 de julio, que modifica una Ley de 1879, ‘toda concesión se otorgará según las previsiones de los Planes Hidrológicos, con carácter temporal y plazo no superior a 75 años’, aunque es posible que se declaren caducadas si hay ‘incumplimiento de cualquiera de condiciones esenciales o plazos en ella previstos’. Y compete al presidente de la Cuenca Hidrográfica ‘otorgar las concesiones y autorizaciones de aprovechamiento del dominio público hidráulico‘.

Una vez que finalice ese plazo, se permite ampliarlo o prorrogarlo, si se realizan ‘determinadas obras‘ necesarias para su ‘normal utilización‘, según el artículo 59 de esa misma Ley.

Con el desarrollo de la futura Ley de Cambio Climático y Transición Energética, este procedimiento podría ser muy diferente.

 

Fuente:  Laura Ojea