España, un Estado hidráulico (en manos privadas)

Con más de 1.200 represas, España es uno de los países más embalsados del mundo. Tantos son los frenos que detienen las venas azules de la península que el río Almonte, en Cáceres, es el único que fluye libre de presas durante cerca de un centenar de kilómetros. De ese millar largo de embalses, al menos 450 tienen la actividad hidráulica entre sus funciones. Y en casi 100 funciona una turbina de forma prioritaria.

Eso que se sepa, porque las aguas de las grandes hidroeléctricas casi siempre bajan turbias y no es sencillo conseguir una mera relación de diques que explicite sus principales usos. Treinta de estas concesiones expiran en la próxima década. Pero los permisos para generar energía eléctrica aprovechando la fuerza del agua, un bien común, aún están lejos de revertir a manos públicas.

El vencimiento de una concesión es solo el primer paso. El Ejecutivo tiene que determinar qué hacer con esos aprovechamientos hídricos. Y el resultado puede desembocar nuevamente en manos privadas, mediante prórroga o concurso previo. Tres gigantes acaparan el sector –Iberdrola, Naturgy y Endesa-, e incluso ante una decidida apuesta por la desprivatización, el proceso corre el riesgo de dilatarse durante años. Hay precedentes.

Como es natural, con embalses pequeños la decisión de desprivatizar es más fácil. Un buen ejemplo de esto sería la central de Láncara, en León. En octubre, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) retiró el concurso con el que pretendía volver a adjudicar la explotación de sus 1,4 megavatios (MW) de potencia (con 3 metros de altura), en manos de Naturgy hasta que entró en parada en 2009. La Confederación Hidrográfica del Duero habló entonces de «razones de interés público». Habrá que ver si ese mismo argumento también sirve para valorar el devenir de concesiones como la de Villalcampo (206 MW, 50 metros), que finaliza en 2024, pero cuya cuenta atrás ha comenzado y desde hace unas semanas ya puede iniciarse el procedimiento de extinción de unos derechos que ostenta Iberdrola.

Cinco grandes concesiones en manos públicas

En la actualidad hay 13 grandes concesiones hidroeléctricas caducadas. Solo cinco de ellas están siendo explotadas por el Estado, aunque con altas probabilidades de que se abra una nueva licitación en el futuro. Cuatro de ellas pertenecen a la Confederación Hidrográfica del Ebro (CHE): El Ciego-Barasona, San José-Barasona, Auxiliar de Campo y Lafortunada-Cinqueta. La reversión (temporal) de estas dos últimas llegó concretamente con más de 10 años de demora.

La quinta está situada en las Cuencas Mediterráneas Andaluzas, donde el cumplimiento en 2019 de la concesión del Gobantes-Conde de Guadalhorce supuso un cambio de manos en el uso de la presa, que ahora se dedica al abastecimiento de la ciudad de Málaga. Pero «la Junta de Andalucía admite su interés, así como el de Endesa, en estudiar las condiciones para un nuevo proceso concesional». Este es el entrecomillado que incluye la Dirección General de Infraestructuras del Agua del Gobierno autonómico como respuesta a una solicitud formal de información ambiental, precedida por varias peticiones de prensa infructuosas. Hasta tres meses esperamos esa información, que deben facilitar por ley. Esta es otra característica de las lodosas aguas de las concesiones hidroeléctricas: la falta de transparencia.

En definitiva, cinco de las 13 concesiones caducadas están en manos del Estado, ¿pero qué ha sucedido con las ocho restantes? También en la CHE, la de Urdiceto está en stand by desde 2016: «Por su situación geográfica, su rendimiento y su actual estado, se está estudiando la viabilidad técnica y económica de su explotación una vez revertida», confirman desde el organismo de la cuenca. Y en modo pausa figura igualmente la de Riofrío, cuyo expediente de extinción está actualmente en trámite de audiencia. En este caso, el aprovechamiento hidroeléctrico se encuentra fuera de servicio, pues «la turbina necesita ser reparada», explican desde la Confederación Hidrográfica del Tajo.

Otras cinco de las 13 grandes concesiones caducadas atraviesan un período de transición en el que se redacta el pliego para la convocatoria de un concurso público. El objetivo: que las respectivas instalaciones puedan ser explotadas por un nuevo concesionario. Esta situación la comparten: La Riera-Saliencia y La Riera-Somiedo, ambas de la Confederación Hidrográfica del Cantábrico y prescritas en 2020, junto a tres pertenecientes a la del Miño-Sil, concretamente, Castadón-Hervidoiro (vencida en 2017 aunque la reversión no se hizo efectiva hasta 2021), El Pelgo (2016 y realizada un año después) y Fuente del Azufre (1971).

Por último y envuelta en una agria polémica, la Albentosa-Los Toranes, en la Confederación Hidrográfica del Júcar, ha quedado pendiente de demolición. Los regantes se oponen firmemente a ese futuro, que aplauden sin embargo colectivos como Ecologistas en Acción, El Mijares No Se Toca y Ríos con Vida. La Dirección General de Aguas (DGA) ordenó su derribo en 2020, dos años después de haber caducado la concesión de Iberdrola. Pero la empresa recurrió un derribo con el que está de acuerdo… siempre y cuando la cuenta no corra a su cargo. Y en ese enredo siguen, con el añadido de los enfrentamientos entre administraciones. La pelota ahora está en el tejado del Tribunal Superior de Justicia de Madrid, que tiene que resolver el recurso presentado por Iberdrola.

Extinciones a la vista: 30 concesiones en 10 años

No existe un listado accesible que reúna el vencimiento de las concesiones hidroeléctricas vigentes. La estrategia de las empresas se divide entre el silencio y la remisión directa al MITECO. De las compañías privadas que figuran en la relación que acompaña a este análisis, todas ellas contactadas, solo Navarro Generación ha ofrecido abiertamente sus datos, mientras Viesgo y Endesa han confirmado o desmentido parcialmente los suyos.

Como ya se ha dicho, 30 concesiones caducan en los próximos 10 años, y se reparten por toda la geografía del Estado: siete en la del Guadalquivir, seis en la del Duero y otras tantas en la del Ebro, cuatro en la del Tajo, tres en la Confederación Hidrográfica del Cantábrico, dos en la del Guadiana, una en la del Júcar y otra en la del Miño-Sil. Nuevamente hay que recordarlo: estas fechas de caducidad no significan que vayan a ser desprivatizadas. De hecho, el Estado ya ha deslizado en alguna ocasión que dos de ellas, Castro (Iberdrola) y Selga de Ordás (actualmente en manos de una entidad pública, el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía), volverán a salir a concurso.

Iberdrola, Naturgy, Endesa, EDP, Acciona… Las mismas compañías se repiten a la hora de revisar los titulares de las concesiones vencidas, de aquellas que lo harán en la próxima década y de aquellas con un futuro aún más lejano. Iberdrola, Naturgy, Endesa… Las mismas, una y otra vez. A veces cambian de apellido, pero la matriz sigue siendo la misma. Se rasca un poco y ahí están: Iberdrola, Naturgy, Endesa…

Esta reiteración revela quiénes serían las damnificadas si realmente se consumara una reversión masiva durante los próximos 10 años. Por megavatios, una de ellas destaca sobre el resto: Iberdrola. Según sus propios datos, suma una capacidad hidroeléctrica instalada de 10.595 MW, lo que supone cerca del 62% de la que suman las 30 grandes represas que caducan esta década. A bastante distancia se sitúan Naturgy (15%) y Endesa (13%), quedando ya las migajas para EDP y Acciona (ambas por debajo del 3%).

De Iberdrola son dos de los principales saltos de la cuenca del Duero: Castro (55 metros de altura y cuya caducidad se extiende hasta 2028) y Villalcampo (50 metros, 2024), que generan respectivamente 197 MW y 218 MW. Este verano el Gobierno ya dejó caer que prevé sacar a concurso ambas concesiones en cuanto venzan. De Iberdrola son también Cuerda del Pozo, igualmente en la del Duero; Alloz y Cereceda, en la del Ebro; además de Ribesalbes, en la del Júcar. Iberdrola, Iberdrola, siempre Iberdrola… que es precisamente la empresa a la que pertenecen cuatro de los seis saltos con expedientes abiertos hace unos meses, cuando de forma simultánea los precios de la luz alcanzaban picos históricos mientras los pantanos se vaciaban para turbinar agua. Pero hablaremos de estas coincidencias más adelante, ya que la caducidad de dichas concesiones aún queda lejana.

En cualquier caso, no todos los embalses que caducan en los dos próximos lustros están en manos privadas. Así sucede, por ejemplo, con la presa del Añarbe, en Gipuzkoa, cuya producción media de energía eléctrica da servicio anualmente a unos 3.000 hogares. En la relación de explotaciones públicas también están las de Aracena y Zufre, ambas en Huelva. Es relevante destacar la presa por un lado y la concesión por otra, pues su titular no tiene por qué coincidir. Por ejemplo, el salto de Cuerda del Pozo (Soria) es del Estado y estará explotado por Iberdrola hasta 2029.

Precisamente en ese juego dialéctico entre lo público y lo privado se sitúan las nueve confederaciones hidrográficas. Estrictamente hablando se trata de organismos públicos, en concreto dependientes del MITECO, y su rol en toda esta historia resulta fundamental porque son las estructuras encargadas de gestionar y administrar todo lo que pasa en materia de agua en sus respectivas cuencas, concesiones hidroeléctricas incluidas. Su origen se remonta a 1926, tiempos de la dictadura de Primo de Rivera, con la creación de la Confederación Sindical Hidrográfica del Ebro. Sobre el papel, la naturaleza jurídica de las confederaciones hidrográficas es autónoma.

«Regantes, constructores o hidroeléctricos se sienten cómodos en las tradicionales estructuras de las confederaciones hidrográficas, donde históricamente han ostentado representación mayoritaria e interlocución preferente, y por lo tanto se oponen a una descentralización de la gestión que les obligaría a una reestructuración operativa», escriben Leandro del Moral y Nuria Hernández-Mora, dos voces expertas vinculadas a la Fundación Nueva Cultura del Agua. Así lo confirmaba, en el informe Memorias ahogadas, una trabajadora de la CHE que prefirió mantener el anonimato: «Está organizado para dar satisfacción a las demandas, y las demandas son las demandas económicas».

Extinciones a largo plazo: 44 concesiones clave

El precio de la luz se disparó hace justo un año, según la explicación oficial, por la nevada Filomena. Y volvió a desbocarse en abril, esta vez, sin excusa atmosférica de por medio. Y en verano. Y en todas y cada una de las semanas que se han sucedido desde entonces. Porque ahí sigue, por las nubes y logrando lo que parecía casi imposible: el más caro todavía. La situación fue especialmente sangrante durante la temporada estival, cuando de forma sincronizada varios embalses reflejaron niveles mínimos históricos tras un sospechoso proceso de vaciado: todo apunta a que las compañías desembalsaron agua de los pantanos para producir energía a menor coste, aprovechando las subidas de las tarifas. Las dichosas «demandas económicas».

Desde 1997, los costes del sector eléctrico se establecen diariamente a través de un sistema llamado «pool energético», en el que van entrando las distintas tecnologías de generación eléctrica, empezando por la más barata y hasta completar las necesidades del momento. Por lo general el orden es el siguiente: nuclear, renovables (y aquí entra la hidroeléctrica, aunque se trate de grandes infraestructuras), gas, petróleo y carbón. El monto final lo determina la última en entrar, precisamente la más cara.

La principal baza de la hidroeléctrica es que puede decidir cuándo producir. O, dicho de otra forma, tiene la capacidad de modular su generación, jugando con los precios que haya en ese momento. Cuestión de abrir y cerrar las compuertas para turbinar agua. Además, entra en el pool antes que el gas, cuyo precio está influido tanto por los mercados del gas como por los de CO₂. Conocedoras de esas tarifas, las compañías que gestionan los pantanos, en muchos casos las mismas propietarias que las centrales de gas, suben las suyas y el efecto dominó es automático.

Es lo que sucedió en verano. Y al menos a seis embalses, cuatro de ellos de Iberdrola (Ricobayo, Portas, Cenza y Valdecañas) y otros dos de Naturgy (Belesar y Salas), se les abrió un expediente para valorar una posible sanción. Aquello fue en agosto y el secretario de Estado de Medio Ambiente, Hugo Morán, fue el encargado de explicar que se trataba de una actuación «de oficio», de «un procedimiento rápido» que se solventaría, dijo entonces, «en los próximos días». Los expedientes todavía seguían abiertos a finales de noviembre, si bien fuentes internas del MITECO han admitido a El Mundo que no hay margen jurídico para multar a las compañías y que el caso más sonado, el de Ricobayo, será próximamente archivado, salvo cambios de última hora.

Los casos de Ricobayo y Belesar son especialmente significativos porque se trata de dos grandes represas con un uso principalmente hidroeléctrico, de 99 y 129 metros de altura respectivamente, y cuya concesión no vence hasta los años 2039 y 2063. Para entonces, tanto Iberdrola como Naturgy habrán sumado más de un siglo de explotación, sobrepasando así el plazo máximo que permite la legislación. Y aquí de nada sirve revisar los títulos concesionales originales, unos firmados a perpetuidad y otros a 99 años, porque, desde 1986, la Ley de Aguas marca un límite de 75 años, tope que consolidó el texto refundido de la Ley de Aguas de 2001, tope que ratificó en 2013 el Tribunal Supremo y tope que aplicó en 2020 la Audiencia Nacional para revertir Lafortunada-Cinqueta.

Pero no hay ley sin letra pequeña y hasta ahí hay que bucear para encontrar la trampa a la que se están agarrando las compañías. En primer lugar, porque una vez iniciados los procesos de extinción, las empresas pueden recurrir, lo que alarga años el proceso. Y, en segundo lugar, porque la propia Ley de Aguas, además del Reglamento del Dominio Público Hidráulico, permite ampliaciones temporales por motivos de amortización de la inversión. En la práctica, esto ha supuesto que las concesionarias inviertan en sus propios embalses, extendiendo a la postre el plazo concesional. Es lo que sucedió en Ricobayo, que hubiera caducado en 2010… de no ser porque Iberdrola construyó Ricobayo II, una nueva presa que pospuso la concesión hasta finales de 2039. Y es lo que pasó con Belesar, cuyo plazo tendría que haber vencido en 2013… hasta que derivó en las ampliaciones Belesar II y Belesar III.

Fuentes: Estos listados han sido realizado cruzando datos de AEMS-Ríos con Vida, la Sociedad Española de Presas y Embalses (SEPREM) y el Observatorio de la Sostenibilidad (OS), además de diversas fuentes oficiales, entre ellos, el Ministerio para la Transición Ecológica (MITECO), las diferentes confederaciones hidrográficas, la web embalses.net así como diferentes resoluciones oficiales y otras fuentes independientes como voces expertas y personal vinculado laboral o académicamente a la materia. Cuando contrastando las diferentes fuentes seguía sin haber un dato claro sobre la mesa, se ha recurrido al portal de transparencia, en el que se han registrado más de una treintena de solicitudes. La complejidad llega al punto de que, en más de una ocasión, por vías oficiales se consiguen datos contradictorios.

Nota de los autores 1: El listado 3 no representa una relación exhaustiva. Dada la opacidad de este tema tanto por parte de la administración como por parte de los concesionarios, la exhaustiva relación aquí mostrada todavía tendría que tomarse con precaución y siempre teniendo en cuenta que el total de presas construidas en el Estado español se sitúa por encima de las 1.200 de las que, en algunos casos, se desconoce (o existe contradicción de datos) incluso si el uso hidroeléctrico está incluido entre sus funciones.

Nota de los autores 2: El nombre del titular (de las presas y de las concesiones hidroeléctricas) ha sido simplificado, prescindiendo de ‘apellidos’, con el objetivo de hacer más legible la tabla. Así, por ejemplo, Iberdrola Energías Renovables S. A., Iberdrola Generación y también la filial Ciener aparecen unificadas bajo el rótulo “Iberdrola”. Lo mismo sucede con Endesa y su matriz Enel.