Sí: en Aragón opera desde hace casi una década una ‘empresa’ pública de electricidad cuyas centrales generan energía suficiente para cubrir la demanda de más de 70.000 hogares. Se trata de la Confederación Hidrográfica del Ebro (CHE), que abrió en 2012, paradójicamente con un Gobierno del PP aunque con el aragonesista Xavier de Pedro como presidente, el melón de las reversiones de los saltos hidroeléctricos y de la entrega de la ‘energía reservada’ que las compañías del oligopolio llevaban décadas hurtando al Estado.
Ese escaqueo, del que el propio Estado, con el ‘buenrollismo’ que históricamente ha caracterizado sus relaciones con el sector energético, ha sido cómplice al no reclamar las entregas preferentes a las que tenía derecho, tenía, y sigue teniendo en algunos casos por el retraso en cerrar los expedientes, la notoria agravante de producirse en los valles que sufrieron la construcción de esas obras en una época, previa a la extracción de rentas que supuso la posterior privatización de unas centrales que había puesto en marcha el INI (Instituto Nacional de Industria) a través de Enher (Empresa Nacional Hidroeléctrica del Ribagorzana), en la que la imposición no dejaba espacio para las restituciones territoriales.
La reversión de los saltos hidroeléctricos consiste en la recuperación por parte del Estado de las presas y/o centrales construidas en su día por las compañías eléctricas, públicas algunas de ellas, a cambio de concesiones que les permitían explotarlas para generar electricidad durante periodos determinados de tiempo.
Los contratos siempre establecían la entrega de esas infraestructuras en correcto estado de conservación cuando vencieran las concesiones, aunque, en la práctica, los gobiernos centrales acababan aprobando prórrogas para esas concesiones, desmesuradas en casos como el del ejecutivo de José Luis Rodríguez Zapatero con la central de Peares, en Ourense, que entró en servicio en 1910 y que, tras una cadena de renovaciones iniciada en 1948, Naturgy podrá explotar hasta 2059.
En esa fecha, en la que se habrá establecido un récord concesional de 149 años cuando la legislación limita la vigencia de las concesiones a 75, todavía quedarán dos años para que caduquen las autorizaciones de explotación de algunas de las principales centrales de la cuenca del Ebro, caso de Canelles y la reversible de Moralets (uno de los saltos de mayor producción de la cuenca junto con el de Ip) en el Noguera Ribagorzana, Mediano en el Cinca, Mequinenza y Ribarroja en el Ebro, Anzánigo en el Gállego, Eriste en el Ésera o las de Camarasa en el Pallaresa y Rialb en el Segre.
Energía suficiente para 70.000 casas
Esas prórrogas dejaron de concederse en primer lugar en la cuenca del Ebro, donde, según la información facilitada por el Miteco (Ministerio para la Transición Ecológica) al senador de Compromís Carles Mulet vía respuesta parlamentaria, la CHE figura como titular de once centrales en la zona baja del Canal de Aragón y Catalunya (tres en Alcarràs, Almacelles y Raïmat y una en Alguaire y Fraga) y tres en el de Zaidín, a las que se suman las de San José en Barasona, El Ciego en el curso medio del Cinca, la Auxiliar de Campo en el alto del Ésera, la de El Pueyo de Jaca en el Gállego y las de Barrosa, Urdiceto y las dos de Lafortunada en el alto Cinca.
No es la única demarcación en la que eso ha ocurrido, ya que las confederaciones del Duero y del Segura también son titulares de tres saltos (Águeda, Sahechores y San José) y de uno (Talave), respectivamente, aunque sí es la que tiene más camino recorrido en el ámbito de la reversión de las centrales, decisiones que en todos los casos han sido avaladas por los tribunales.
La CHE, que lleva meses estudiando qué hace con la de Urdiceto por sus peculiares características, tiene en explotación siete de esas centrales, que entre enero y septiembre generaron un total de 159.295 Mw (Megawatios.hora), con una media de casi 600 diarios: 57.923 en la de San José, 46.387 en los dos grupos de Lafortunada, 31.555 en la de El Pueyo, 10.483 en El Ciego, 8.807 en La Barrosa y 4.137 en la Auxiliar de Campo.
Esa energía sería suficiente para cubrir la demanda de algo más de 70.000 hogares, un volumen intermedio de los que el INE (Instituto Nacional de Estadística) contabiliza en las comarcas del sur (54.100) y del norte (88.700), ya que el consumo medio por hogar se sitúa en 2.992 kw al cabo del año, según los datos de Red Eléctrica.
¿Dónde va a parar la luz de la CHE?
Sin embargo, la CHE no comercializa esa producción. “Los ingresos derivados de la energía producida forman parte de los ingresos del organismo de cuenca y se destinan a la financiación de las funciones públicas que le atribuye la ley”, explican fuentes de la institución.
En la práctica, una pequeña parte de la producción de esas centrales se distribuye en el territorio, como ocurre con la de El Pueyo de Jaca que se consume en Panticosa, o se destina a alimentar instalaciones de la CHE, mientras el resto se vende en el mercado mayorista, una política comercial que deja unos amplios márgenes.
La generación de electricidad le sale al organismo de cuenca a alrededor de 10 euros el Mw (en torno a un céntimo por kilowatio), según consta en varias respuesta parlamentarias al senador oscense del PSOE Gonzalo Palacín, mientras que este mes la cotización de esa misma energía en el mercado mayorista presenta una media superior a los 200 euros mientras los máximos se acercan a los 250, según los datos de OMIE, el Operador del Mercado Ibérico de Electricidad.
Eso supondría, sobre el papel, un margen de 190 a 240 euros por megawatio.hora, es decir, entre cuarenta y más de 53 millones de euros brutos al cabo del año.
Cuando el Estado desenmascara a las eléctricas
Los resultados que está obteniendo la Confederación Hidrográfica del Ebro con la gestión de las centrales revertidas pone sobre la mesa los desmesurados márgenes que las empresas del ramo obtienen como consecuencia del disparatado sistema de subastas horarias que se aplica en el mercado eléctrico español, en el que en cada convocatoria se paga toda la energía ofrecida (y comprada) al precio de la más cara en ese tramo, que suele ser la generada con gas natural o con gasóleo.
La ‘prueba del nueve’ de la excesiva remuneración de la energía hidroeléctrica con el sistema de subastas horarias se encuentra en una sencilla ecuación que se está confirmando en el Pirineo y el prepirineo oscenses a la espera de que ese desconcertante, por indefinido, proceso que se ha dado en denominar “transición ecológica” o “transición energética” lo extienda: se trata de instalaciones sobradamente amortizadas tras décadas de funcionamiento que únicamente requieren de mantenimiento para seguir operando.
Es decir, que operan con costes mínimos y combustible de bajo precio, ya que el uso del agua que turbinan solo está gravada con los cánones de ocupación del dominio público y de regulación de los ríos en los que operan, más otro específico por la actividad, mientras optan a la misma expectativa de ingresos que las centrales de ciclo combinado.
En el caso de la CHE, ese mantenimiento sale por bastante menos de dos millones al año, ya que las cuatro contratas bianuales vigentes de “operación, mantenimiento y gestión de incidencias”, adjudicadas todas ellas en 2020, suman un coste de 3,43 millones de euros: 333.941 para El Pueyo, 346.035 para Barrosa, 252.774 para la Auxiliar de Campo y 2.505.344 para San José y El Ciego.
Una década de conflicto de la energía reservada
El otro frente eléctrico de la CHE se centra en la llamada ‘energía reservada’, que es la parte de la producción de algunas centrales que, según recogían las concesiones, estas debían poner a disposición de los organismos de cuenca, que la utilizarían para sus consumos, para medidas de restitución territorial como el suministro a regadíos sociales y ayuntamientos o para otros fines.
“La obligación de ceder una parte de la energía reservada, lo que se ha denominado ‘energía reservada’, no es una obligación que emane de la Ley de Aguas sino directamente de solo algunos títulos concesionales vigentes en la actualidad en los que, además, se fija un precio por su adquisición. Es decir, la energía reservada no es gratuita”, señalan fuentes de la CHE.
Según consta en otra respuesta del Gobierno al senador Carles Mulet, de Compromís, en la cuenca del Ebro hay diez pantanos y centrales, todos ellos construidos en su día por la empresa pública Enher, cuyas concesiones establecen la obligación de entregar a bajo precio una parte (normalmente el 25%) de su producción: Mequinenza en el Ebro, Moralets, Baserca, Vilaller, El Pont de Suert, Bono, Escales y Puente de Montañana en el Noguera Ribagorzana y Mediano y los dos grupos de El Grado en el Cinca.
Sin embargo, solo en los tres últimos, propiedad de Acciona, se está produciendo esa entrega a bajo precio de la electricidad a Estado mientras en los otros siete, que gestiona Endesa, el conflicto lleva camino de cumplir una década pese a que tanto el Tribunal Superior de Justicia de Aragón (TSJA) como el Supremo han despejado cualquier duda sobre la vigencia de esa parte de las concesiones, tal y como la CHE había dictaminado en 2014.
La diferencia radica en que las concesiones del Cinca marcaban con claridad un precio para la energía y una fórmula de revisión, mientras que en las del Ribagorzana y el Cinca lo que se establecía era un método de cálculo sobre cuya aplicación no alcanzan un acuerdo la Administración y Endesa, que tampoco someten la decisión a un arbitraje ni al criterio de los tribunales.
Los ingresos se disparan este año por la tormenta de precios
La CHE no recibe de Acciona energía como tal, sino que la cesión se monetiza descontando el precio de entrega del de venta en el mercado mayorista, una operativa con la que el organismo de cuenca ha ingresado 8.024.842 euros entre enero de 2015 y septiembre de 2021, a lo que se suman los 32.850.065 que la eléctrica pagó como atrasos en 2014.
“En los importes anuales está recogido el importe de la regularización anual por la actualización de los precios de la energía”, señala el Gobierno, mientras fue te del organismo anotan que esa energía reservada se utiliza para “cubrir sus necesidades de suministro eléctrico”, lo que le ha permitido abaratar su factura “aproximadamente un 12%”.
La previsión de ingresos para el año que viene se sitúa en 1.95 millones, “si bien hay que tener en cuenta las posibles fluctuaciones que se pueden originar tanto en el precio de la energía como en los MW producidos a lo largo del año”.
Esa cifra crecerá de una manera notable si se cumplen los pronósticos de compañías eléctricas como Endesa, que auguran que el año que viene los precios mayoristas mantendrán la tendencia alcista que en este les ha llevado a batir sus propios récords.
De hecho, eso es lo que está ocurriendo este año: los 3,38 millones de euros que la CHE ha ingresado de enero a septiembre llevan camino de igualar al cierre del ejercicio el montante de las liquidaciones de los seis anteriores, que sumaron 4,63, con una horquilla que va de los 2,36 de 2018 a la devolución de 624.465 euros del año siguiente.
¿Qué ocurre con las centrales del Ebro y el Ribagorzana?
En el caso de centrales como las de Mequinenza y Puente de Montañana, “la cantidad de energía reservada y los criterios para determinar el precio de adquisición, en su caso, vienen determinados por los decretos que establecieron la reserva de tramo a favor del Instituto Nacional de Industria, titular originario de las reservas, que posteriormente se concretaron en las concesiones otorgadas a la empresa estatal Enher”, explica en su respuesta el Gobierno.
La reserva es “del 25% de la energía producida en los saltos hidroeléctricos”, mientras que el precio debe ser ofrecido por la compañía añadiendo al “coste de la producción” un 5% en las centrales del Noguera Ribagorzana y un 10% en las del Ebro, mientras que “en caso de discrepancia, resolverá el Consejo de Ministros”.
Sin embargo, eso sigue sin ocurrir a unos meses de que se cumpla una década de la activación del proceso de entrega desde la sede de la CHE, ya que el expediente sigue “en tramitación por el ministerio [de Transición Ecológica] dada la controversia existente sobre el precio de compra de la energía por parte de la Administración”.
La controversia, que afecta a uno de los secretos que con más celo guarda el oligopolio energético, que es el coste de producción de la electricidad en sus distintos formatos, supone, en cualquier caso, un dineral: la oferta inicial de Endesa tras el requerimiento de la CHE en 2012 cifraba en 53,48 euros el Mw generado en Mequinenza, mientras que el organismo de cuenca lo dejaba en 8,27, casi siete veces menos; en ambos casos con la prima del 10% incorporada.
El pantano, operativo desde 1961, tiene instalada una central de 324 Mw con un salto de 60 metros cuya producción supera algunos años los 700.000 Mw. Eso sitúa la energía reservada en 175.000, cuya tasación no llegaría al millón y medio con los cálculos de la CHE y superaría los nueve con los de Endesa.
También cambia de manera notable el margen que una y otra estimación dejan sobre la actual cotización de la electricidad en el mercado mayorista: 196,08 euros por Mw con el planteamiento de la Confederación y 150,87 con el de la eléctrica, que se traducirían, respectivamente, en una diferencia de ocho millones (34,3 por 26,4) en el rendimiento bruto de esas operaciones.
Con un cero antes de la coma en ambos casos, ya que el aval judicial a la entrega de la energía aboca a las dos partes a cerrar una liquidación con diez años de atrasos.
