Derecho de aguas y retribución razonable para centrales

PUBLICADO EN LAS ACTAS DEL XI COLOQUIO HISPANOPORTUGUÉS DE DERECHO ADMINISTRATIVO
“Derecho de aguas y retribución razonable para centrales
hidroeléctricas de potencia inferior a 10 MW”
Isabel Caro-Patón Carmona
icaro@menendez-abogados.com
Núria Vilà Villaronga
nvila@menendez-abogados.com
Menéndez&Asociados Abogados
RESUMEN: La concreción del concepto de “retribución razonable” realizada por el Real
Decreto 413/2014 y la Orden IET/1045/2014 para instalaciones tipo de “minicentrales
hidráulicas” resulta fallida. La razón es que ninguna de las tres bases utilizadas para su
determinación tiene en cuenta que existe el derecho de aguas. En primer lugar, porque
parte de la creación de dos grandes grupos de centrales hidroeléctricas (grupos b.4.1 y
b.4.2) que utiliza un criterio de distinción desconocido tratándose de concesiones
hidráulicas. En segundo lugar, porque resulta arbitrario equiparar el momento de la
inversión inicial al de la puesta en explotación porque con ello se desconocen las
inversiones y modificaciones concesionales que hayan podido realizarse a lo largo del
tiempo. Y, en tercer lugar, porque la discriminación de instalaciones en función de rangos
de potencia carece de toda explicación. Desde este punto de partida, y como si se tratara
de ir trepando por una rama, el objeto de la comunicación consistirá en demostrar que lo
que falla de la regulación no está sólo a nivel de detalle sino que el error está en
considerar que puede encontrarse una retribución razonable para las centrales
hidroeléctricas ignorando que la producción se energía se obtiene gracias a la utilización
del dominio público hidráulico y en virtud de una concesión demanial intensamente
regulada por el derecho estatal.
1. INTRODUCCIÓN
La reforma del régimen retributivo de las energías renovables arranca del Real Decreto-ley
9/2013, de 12 de julio, que adopta medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del
sistema eléctrico y se confirma por la Ley 24/2013, de 12 de julio, del Sector Eléctrico. Su
desarrollo reglamentario ha sido polémico y muy discutido a tenor de los centenares de recursos
contencioso-administrativos que se han publicado en el BOE tanto contra el Real Decreto
413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a
partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, como contra la Orden
IET/1045/2014, de 16 de junio, por la que se aprueban los parámetros retributivos de las
instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a
partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.
Las protestas (o los recursos) vienen motivadas por un recorte de primas que, según datos
publicados por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, afecta de manera
desigual a las distintas tecnologías. De hecho, se ha señalado que tiene un impacto especial en
las plantas de purines, que se han visto obligadas a cerrar, habiéndose habilitado por el Ministerio
de Industria un fondo específico para buscar alternativas de gestión 1. Menos comentado es el
impacto negativo importante que la reforma puede producir a la hidroeléctrica y que se debe,
según se sostendrá en esta comunicación, a que se ha regulado al margen del derecho de aguas.
2. LOS PROPIOS DATOS OFICIALES APUNTAN QUE LA HIDRÁULICA ES LA TECNOLOGÍA
MÁS PERJUDICADA POR LA REFORMA
De las distintas tecnologías de producción de energía renovable, la más afectada es la hidráulica,
tanto en lo que respecta a la retribución, como en cuanto al porcentaje de instalaciones que
pierden la retribución específica. Esto resulta paradójico ya que los objetivos de producción de
esta tecnología establecidos por la planificación de las energías renovables, y de acuerdo con
datos de la propia Administración, no han sido cubiertos 2. De manera específica el Plan de
Energías Renovables (PER) 2011-2020 aprobado por Acuerdo del Consejo de Ministros de 11
de noviembre de 2011 en cumplimiento de la Directiva 2009/28 fija los siguientes objetivos
obligatorios 3:
1
Real Decreto-ley 10/2014, de 1 de agosto, por el que se conceden créditos extraordinarios y suplementos
de crédito en el presupuesto de los Ministerios de Asuntos Exteriores y de Cooperación, de Defensa y de
Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente.
2 Cfr. Exposición de Motivos del Real Decreto-ley 1/2012 por el que se procede a la suspensión de los
procedimientos de preasignación de retribución en las nuevas instalaciones de producción de energía
eléctrica en régimen especial, que justifica el cierre del registro de preasignaciones para todas las
tecnologías (en definitiva, que no se otorgaran ayudas a nuevas instalaciones) en prevenir “el riesgo de un
efecto llamada para aquellas tecnologías cuyos objetivos no han sido cubiertos: Cogeneración,
biomasa, biogás, hidráulica y residuos”. Por tanto, no se ajusta mucho a la verdad el legislador cuando
alude a un riesgo de efecto llamada en la hidráulica, debido a los grandes obstáculos administrativos para
obtener una concesión para la producción hidroeléctrica. Basta al respecto con leer los datos del Acuerdo
del Consejo de Ministros de 13 de noviembre de 2009, que procedió a la inscripción de las instalaciones
ya proyectadas en el sistema y en el que las cifras por tecnologías hablan por sí mismas (104 solicitudes
de tecnología solar termoeléctrica por una potencia total de 4.499 MW, 536 solicitudes de tecnología eólica,
por una potencia de 13.462 MW, 27 de tecnologías cogenerativas, por una potencia de 264 MW, 17 de
tecnología hidráulica, por una potencia de 69 MW, 13 de aprovechamiento de biomasa, por una potencia
de 161 MW y 9 de aprovechamiento de biogás por una potencia de 51 MW).
3 Esta directiva excluye la electricidad producida en unidades de acumulación por bombeo a partir de agua
previamente bombeada aguas arriba (art. 5.3). Ver ALENZA GARCÍA, J.F.. “El cambio climático y las
energías renovables”, en vol. col. dir. por Torres López, M.A. y Arana García, E., Energía eólica: cuestiones
jurídicas, económicas y ambientales, Civitas, 2010, págs.. 93 ss.
Sin tener en cuenta tales objetivos – o acaso por considerar que la hidráulica puede obtener una
rentabilidad suficiente con el precio de mercado-, la reforma le perjudica de forma especial ya
que es la tecnología que tiene una diferencia porcentual mayor con respecto a la retribución
anterior. Así se afirma en el análisis realizado por la Comisión Nacional de los Mercados y la
Competencia con ocasión del “Informe sobre la propuesta de Orden por la que se aprueban los
parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de
producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y
residuos y se establece la metodología de actualización de la retribución a la operación”
ENER/37/2014/EE de 3 de abril de 2014.
En este informe, se contienen dos tablas distintas con los siguientes datos.
Que la hidráulica sea la que sufre un mayor recorte también se debe a que -y siempre según
datos oficiales- la mayor parte de las instalaciones pierden el derecho a recibir cualquier tipo de
prima.
Para ser rigurosos con respecto a estos datos oficiales, se ha de añadir que la propia CNMC
reconocía en este informe que la repercusión final de la reforma sobre la hidráulica dependería
del subgrupo retributivo en el que se incluyan las instalaciones (en el subgrupo b.4.1 o en el
subgrupo b.4.2 a los que se hará referencia más abajo) 4. Pero que los cálculos se habían hecho
4 La Comisión se refiere al subgrupo b.4.1 como centrales fluyentes, y al subgrupo b.4.2 como centrales
de pie de presa. Finalmente en la Orden aprobada la distinción entre los subgrupos b.4.1 y b.4.2 es otra
según se analizará.
utilizando el mismo punto de partida de la Propuesta, que era asignar provisionalmente, y por
defecto, todas las centrales al subgrupo de menor retribución (el b.4.2). En el caso de que todas
las instalaciones fueran clasificadas en el subgrupo b.4.1, la reducción sería aproximadamente
del 50% (y no del 90%); pero en cualquier caso, se trataría de la tecnología con mayor pérdida
retributiva.
Estos datos no son casuales, sino que tienen que ver con la traducción reglamentaria de las
reglas establecidas por la nueva ley del sector eléctrico al servicio del principio de sostenibilidad
financiera; el desarrollo reglamentario del RD y la Orden no pondera suficientemente que la
producción energética se realiza gracias a una concesión de dominio público regulada por el
derecho de aguas, del que se derivan costes de aplicación en todo el territorio nacional.
3. ¿RENTABILIDAD RAZONABLE PARA LA HIDROELÉCTRICA?
3.1. Principios legales
El régimen de renovables experimenta tras la nueva LSE un cambio terminológico: se prescinde
nominalmente de la expresión “régimen especial” y la Ley alude a un sistema retributivo
específico, complementario del precio de venta en mercado y cuyo objetivo es facilitar el tránsito
a un régimen no subvencionado. Las bases legales del sistema retributivo específico se
especifican en el art. 14 LSE, que abarca en general la “retribución de las actividades”.
Los principios básicos dispuestos por el legislador para esta retribución especifica de las
actividades de transporte distribución y producción a partir de energías renovables, cogeneración
de alta eficiencia y residuos son los siguientes:
En primer lugar, que la retribución de actividades se establecerá reglamentariamente con
“criterios objetivos, transparentes y no discriminatorios que incentiven la mejora de la eficacia
de la gestión, la eficiencia económica y técnica de dichas actividades y la calidad del suministro
eléctrico” (art. 14.2).
En segundo lugar, que los parámetros para el régimen retributivo adicional al de mercado se
fijarán teniendo en cuenta: la situación cíclica de la economía, de la demanda eléctrica y la
rentabilidad adecuada (art. 14.4).
En tercer lugar, que el cálculo de la retribución se hará por periodos regulatorios que tendrán
una vigencia de seis años (art. 14.4).
En cuarto lugar, que la metodología de la retribución se basa en la instalación tipo, que
representa una instalación estándar, bajo la que se agrupan instalaciones de características
comunes (tecnología, potencia y otras) a los efectos de que les sean aplicados los mismos
parámetros retributivos 5.
En quinto lugar, la LSE habilita al Gobierno para que hacia el futuro, y sobre la base de
procedimientos de concurrencia competitiva, promueva la implantación de nuevas instalaciones
de producción cuando ello sea preciso para el cumplimiento de los objetivos fijados de acuerdo
con la Directiva 2009/28/CE, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes
5Curiosamente,
la instalación tipo, en cuanto elemento definidor del régimen retributivo específico, no se
ha recogido de forma expresa por el art. 14 de la LSE con respecto a las instalaciones que ya fueran
primadas antes de su entrada en vigor. Con una técnica normativa enrevesada –acaso para evitar
apariencia de retroactividad-, la DF 3ª LSE se remite al art. 30 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del
Sector Eléctrico, que debe considerarse vigente en la redacción que le fue dada por el Real Decreto-ley
9/2013. El art. 30.4 de la Ley 54/1997 sí se refiere a la instalación tipo.
renovables. El art. 14.7 RD fija unas bases para futuras convocatorias, que se prevén
excepcionales 6, y no han tenido ulterior desarrollo. Y por tanto, como este régimen retributivo
para nuevos entrantes no se ha adoptado aún, resultaría aventurado indicar cómo se aplicará
el sistema de instalación tipo porque la cuantía de la subvención tendrá que adoptarse sobre
proyectos concretos y no sobre estudios teóricos que tenían que buscar una solución de
aplicación general a centrales de muy distintas características.
3.2. Tres elementos para el cálculo objetivo de la rentabilidad adecuada o razonable
De los principios legales generales, sin duda el que resulta capital es el concepto o la idea de
rentabilidad adecuada 7. Esta idea pivota sobre tres elementos.
En primer lugar, la ficción de que todas las instalaciones responden a un patrón o modelo -la
instalación tipo- de manera que pueden fijarse estándares para calcular la amortización de la
“inversión inicial”. Con respecto a los costes vinculados a la operación o al funcionamiento
ordinario, la rentabilidad razonable se calcula teniendo en cuenta los relativos a los distintos tipos
de tecnologías y se ha considerado que los de las centrales hidroeléctricas son nulos, pese a
que pueden llegar a ser muy elevados, sobre todo si se trata de instalaciones hidroeléctricas
asociadas a grandes presas.
En segundo lugar, que existe un límite temporal de vida útil regulatoria.
Y el tercero es que del cálculo de los costes o inversiones estándar (los de las instalaciones
tipos) han de excluirse por ley, tanto los que no sean de aplicación en todo el territorio nacional,
como los que no respondan propiamente a la actividad de producción de energía eléctrica.
Ninguno de los tres elementos anteriores resultan adaptados a las hidroeléctricas porque se
desconoce que las instalaciones presentan características muy distintas, que la vida útil
regulatoria de la legislación de aguas es muy superior y que se están dejando fuera costes de
operación o inversiones obligatorios de acuerdo la legislación de aguas (por ej., el canon de
regulación o el del agua o inversiones de mejora ambiental como la instalación de escalas de
peces), cuando hay razones que deberían determinar que pudieran ser retribuidos.
3.3. Metodología al servicio de la sostenibilidad financiera
Descendiendo más al detalle, la metodología para el cálculo de la retribución parte de la
atribución a cada instalación, en función de sus características, de un número de “instalación
tipo” (artículo 11.4 del RD). La determinación del número de instalación tipo se hace tomando en
consideración tres parámetros. En concreto: el subgrupo retributivo de la instalación (b.4.1 o
6
El dictamen del Consejo de Estado núm. 39/2014 emitido sobre el proyecto de RD aclara que la
excepcionalidad del régimen retributivo, de acuerdo con la LSE, “se circunscribe a su reconocimiento futuro
[…y que] carece de tal carácter excepcional el otorgamiento del régimen retributivo específico en aquellos
supuestos en los que es el propio legislador el que contempla su concesión (como sucede con las
instalaciones con régimen económico primado con anterioridad a la entrada en vigor del Real Decreto-ley
9/2013, de 12 de julio, de acuerdo con la disposición final tercera de la Ley 24/2013, de 12 de julio, del
Sector Eléctrico)”.
7 El concepto de beneficio razonable, aceptado por la jurisprudencia, no tendría por qué suponer un
tratamiento desigual entre las diferentes tecnologías de las renovables, pero a la vista de los datos
aportados en el segundo apartado de esta comunicación, es claro que ello no ha sido así. La sentencia
del TS de 2 de julio de 2013 (rec. núm. 316/2012) consideró que la "rentabilidad razonable" de las
instalaciones acogidas al régimen económico creado por el Real Decreto 661/2007 no podía, pues, ni
desvincularse de los objetivos previstos en el Plan de Energías Renovables 2005-2010 ni desconocer
cuáles eran las previsiones de éste sobre las horas equivalentes de funcionamiento a partir de las cuales
se calculaban los correspondientes valores retributivos.
b.4.2), la potencia instalada en el aprovechamiento, potencia (distinción entre <=1MW o >1MW 10MW) y el año de autorización de explotación definitiva.
Desde aquí, la retribución concreta de cada instalación se obtendrá a partir de los parámetros
retributivos de la instalación tipo que le corresponda y de las características de la propia
instalación (artículo 11.5 del RD). Según establece el RD, los parámetros retributivos son, entre
otros, la retribución a la inversión por unidad de potencia, la vida útil regulatoria, la rentabilidad
razonable y un número de horas de funcionamiento mínimo. Para ninguna de las instalaciones
tipo relativas a centrales hidroeléctricas con potencia instalada no superior a 10 MW (IT-00669 a
IT-00769) se ha previsto la percepción de retribución a la operación.
4. LAS INSTALACIONES TIPO PARA LAS CENTRALES HIDRÁULICAS
4.1. La determinación de la instalación tipo para las hidráulicas nace viciada al separar
entre dos subgrupos retributivos (b.4.1 y b.4.2) que se sirven de criterios que no se
corresponden con los habituales en las concesiones hidráulicas
Para las centrales hidráulicas, el art. 2 del RD se sirve de una distinción que resulta
absolutamente artificial: carece de antecedentes y no se ampara en ninguna norma ni en materia
de aguas ni en materia de producción energética 8.
En concreto, en el subgrupo b.4.1 del citado art. 2 se incluyen las centrales hidroeléctricas “cuyas
instalaciones hidráulicas (presa o azud, toma, canal y otras) hayan sido construidas
exclusivamente para usos hidroeléctricos”. Y en el subgrupo b.4.2 las centrales hidroeléctricas
que hayan sido construidas en “infraestructuras existentes (presas, canales o conducciones) o
dedicadas a otros usos distintos al hidroeléctrico”. Coloquialmente estos dos subgrupos se
denominan “grupo malo” (b.4.2) y “grupo bueno” (b.4.1) porque para las centrales que
correspondan al subgrupo b.4.2, cuya puesta en marcha sea anterior al año 2001, se contempla
una retribución específica inexistente. Esto es: a la entrada en vigor de la norma, se quedan sin
subvención.
4.2. Todas las instalaciones se asignaron, por defecto, al “grupo malo”
Resulta claro que cuando el proyecto de RD previó la creación de estos dos tipos de subgrupos
retributivos para la hidráulica, la propia Administración con competencias en energía eléctrica,
carecía de datos para determinar en cuál de los dos encajaría cada una de las instalaciones. Y,
por eso, se previó la asignación automática de todas las instalaciones a un grupo por defecto
atribuyendo a los concesionarios la carga de instar su modificación. En efecto, el apartado nueve
de la Disposición transitoria primera del RD dispuso:
“9. En aquellos casos en que con la información que obre en el registro de instalaciones de
producción de energía eléctrica y en el sistema de liquidaciones, no sea posible determinar
la instalación tipo asignada a determinados grupos o subgrupos de la clasificación
anteriormente vigente, en la citada orden ministerial se asignará una instalación tipo por
defecto, haciendo constar expresamente esta circunstancia.
En el plazo máximo de tres meses desde la fecha de inscripción automática de las
instalaciones en el registro de régimen retributivo específico que se determine de conformidad
con lo previsto en el apartado 1, los titulares de las instalaciones pertenecientes a los grupos
o subgrupos señalados en el párrafo precedente, deberán presentar ante la Dirección General
de Política Energética y Minas, por vía electrónica, una solicitud de modificación de la
8
Sobre las categorías y grupos existentes en el antiguo “régimen especial”, NEBREDA PÉREZ, J.,
“Régimen jurídico de las energías renovables en España: el régimen especial”, en vol. cit., Energía Eólica:
cuestiones jurídicas…, pág. 155.
instalación tipo asignada por defecto, junto con la documentación que se estime oportuna
para acreditar dicho cambio.
La Dirección General de Política Energética y Minas resolverá sobre la solicitud de
modificación del tipo asignado a la citada instalación en el registro de régimen retributivo
específico en el caso en que haya quedado acreditada la modificación de la instalación tipo
aplicable, pudiendo realizar a estos efectos las inspecciones que considere oportunas”.
Para las instalaciones de tecnología minihidráulica, y según la DT 1ª de la Orden IET/1045/2014,
el subgrupo por defecto fue el b.4.2 (“grupo malo”). Esto suponía de partida que las instalaciones
hidráulicas perderían en su práctica mayoría la retribución específica, y únicamente cobrarían la
energía producida al llamado precio de mercado9.
No obstante, y como se ha dicho (apdo. 9 de la DT 1ª transcrita), los titulares podían iniciar
procedimientos para solicitar el cambio de subgrupo retributivo de la instalación, y obtener así
una retribución específica a añadir al precio de mercado (en todo caso, y en la gran mayoría de
casos retribución inferior a la que se cobraba con el régimen anterior). Pues bien, según datos
aportados por el propio Ministerio, se han presentado 865 solicitudes de cambio de grupo 10, cifra
que se acerca a la práctica totalidad de las instalaciones incluidas en este subgrupo que eran
908, según los datos de la CNMC utilizados al informar la Orden (Figura 2).
Algo tiene que fallar en la separación en los dos subgrupos retributivos cuando ha conducido a
imponer una carga administrativa a un número tan llamativo de titulares de instalaciones, que
difícilmente supera el test de proporcionalidad ya que impone un sacrificio excesivo e innecesario
de derechos considerando su finalidad 11. En realidad, la separación en dos subgrupos de
instalaciones tipos para la minihidráulica y la compleja mecánica ideada por la Administración
para determinar a cuál de los corresponde cada instalación, carece de lógica y resulta -si no
irracional- desproporcionada, en sentido estricto 12. El transcurso del plazo máximo para resolver
la solicitud sin que se haya resuelto, determina su desestimación y la consiguiente obligación de
recurrir, sin que pueda argumentarse en derecho el recurso debido a las dificultades inherentes
a la interpretación de los criterios de separación entre los dos subgrupos.
9
ESTOA PÉREZ, A., en “Desincentivos para la obtención de incentivos a la generación renovable”, Revista
General de Derecho Administrativo núm. 38, enero 2015, afirma que “a día de hoy el precio de mercado
no basta para asegurar la rentabilidad de la mayoría de tecnologías renovables, con excepción, tal vez, de
la eólica”.
10 “Estado de situación de las solicitudes tramitadas al amparo de la disposición transitoria primera de la
Orden IET/1045/2014, de 16 de junio, en relación con instalaciones de los grupos b.4. y b.5”, Informe
emitido por la Subdirección General de Energía Eléctrica el 19 de diciembre de 2014.
11 Con relación al test de proporcionalidad de las leyes, la STC 96/2012 resulta bastante clarificadora de
su significado jurídico, con palabras que pueden extrapolarse a un análisis de proporcionalidad sobre
reglamentos: “la desproporción entre el fin perseguido y los medios empleados para conseguirlo puede
dar lugar a un enjuiciamiento desde la perspectiva constitucional, cuando esa falta de proporción implica
un sacrificio excesivo e innecesario de los derechos que la Constitución garantiza (SSTC 62/1982, de 15
de octubre, FJ 5; 66/1985,de 23 de mayo, FJ 1; 19/1988, de 16 de febrero, FJ 8; 85/1992, de 8 de junio,
FJ 5; y 50/1995, de 23 de febrero, FJ 7). Incluso en las Sentencias en las que hemos hecho referencia al
principio de proporcionalidad como canon derivado del valor justicia (SSTC 160/1987, de 2 de octubre, FJ
6; 50/1995, FJ 7; y 173/1995, de 21 de noviembre, FJ 2), del principio del Estado de Derecho (STC
160/1987, FJ 6), del principio de interdicción de la arbitrariedad de los poderes públicos (SSTC 6/1988, de
21 de enero, FJ 3; y 50/1995, FJ 7) o de la dignidad de la persona (STC 160/1987, FJ 6), lo hemos hecho
en el contexto de la incidencia de la actuación de los poderes públicos en el ámbito de concretos y
determinados derechos constitucionales de los ciudadanos”.
12 El juicio de proporcionalidad en sentido estricto implica valorar si una determinada medida “es ponderada
o equilibrada, por derivarse de ella más beneficios o ventajas para el interés general que perjuicios sobre
otros bienes o valores en conflicto” y se contrapone a los juicios de idoneidad y necesidad. Según la STC
199/2013, de 5 de diciembre, FJ 7, el juicio de idoneidad permite analizar si una medida es “susceptible
de conseguir el objetivo propuesto”, el de necesidad valora si, además, es necesaria, “en el sentido de que
no exista otra medida más moderada para la consecución de tal propósito con igual eficacia”.
Por otra parte, tras estos expedientes, la Administración energética no va a mejorar la
información de la que ya pudiera disponer sobre las instalaciones, pues –según nuestra
experiencia- las solicitudes se han acompañado de títulos concesionales en gran parte muy
antiguos (y no siempre fáciles de entender), de otra documentación como actas de
reconocimiento de las obras, aprobación de dichas actas o documentación técnica relativa a las
instalaciones, y en algún caso de certificados del Registro de Aguas explicativos de que las
instalaciones se habían construido para producción de energía eléctrica.
4.3. La separación por rangos de potencia perjudica a las centrales más eficientes
Aparte de la separación en dos subgrupos, para la determinación de la instalación tipo resultan
inadecuadas las diferencias que los subgrupos retributivos presentan en función de los rangos
de potencia. Esto va a provocar una discriminación de instalaciones que carece de toda
explicación.
En efecto, entre los criterios para obtener el número de instalación tipo figura la potencia instalada
en el aprovechamiento. Se distinguen aquellos aprovechamientos que tienen menos de 1 MW y
los que tienen más de 1 MW hasta 10 MW, en el caso del subgrupo b.4.
No se ha encontrado ni en el Real Decreto ni en la Orden ninguna razón por la que las centrales
hidroeléctricas que superan el megavatio tienen una retribución mucho peor que las otras. Sí
puede intuirse que esto se debe a que se busca compensar a las instalaciones de renovables
que, por ser menos productivas, obtengan una retribución muy baja en el mercado. Para la
hidroeléctrica, sin embargo, esto no tiene por qué ser así porque puede perfectamente darse el
caso de que una central de menos de 1 MW utilice aguas reguladas por un embalse que
garantice en todo momento la disponibilidad de agua y que podrá turbinar sin interrupciones. Por
el contrario, otra central de mayor potencia instalada puede estar sujeta a limitaciones naturales
de disponibilidad de aguas y resultar su producción mucho más variable (y baja).
5. LOS CONCEPTOS DE PERIODO REGULATORIO Y VIDA ÚTIL REGULATORIA
Bajo estos dos conceptos, se trata de armonizar la seguridad jurídica con la posibilidad de
establecer cambios en el régimen retributivo para alcanzar el principio de sostenibilidad
financiera o –por qué no- cualesquiera finalidades de interés público que constate el regulador.
Gracias a su introducción, los productores de energías renovables deberían legítimamente poder
confiar que no se producirán cambios impeditivos del derecho a la percepción de una retribución
razonable… al menos durante su tiempo de vigencia.
Parecería que el concepto de periodo regulatorio se relaciona con el criterio legal relativo a que
los parámetros retributivos considerarán la “situación cíclica de la economía y de la demanda
de electricidad” (art. 14.4). Pues, en efecto, ¿no puede entenderse que el legislador
convencionalmente ha considerado que los ciclos económicos -en cuanto fluctuaciones de la
economía que determinan que a una situación de crisis siga otra de crecimiento o expansión y
así sucesivamente- tienen esta duración de seis años? Si no fuera así ¿cómo podría interpretarse
la referencia a los ciclos económicos?
5.1. Los periodos de seis años no eliminan la incertidumbre regulatoria
Sin embargo, no es fácil entender cuál es la finalidad del legislador cuando fija periodos
regulatorios de duración de seis años (art. 14.4 LSE). En primer lugar, porque el plazo de seis
años resulta meramente orientativo, puesto que los parámetros retributivos “podrán revisarse
antes del comienzo del periodo regulatorio” si bien “si no se llevara a cabo esta revisión se
entenderán prorrogados para todo el periodo regulatorio siguiente”.
En segundo lugar, y esto es lo más importante, porque hay parámetros retributivos que
permanecen invariables o, mejor dicho, de los que se ha anunciado que no cambian o quedan
fosilizados -o congelados- por ley. Estos parámetros congelados son la vida útil regulatoria y el
valor estándar de la inversión inicial (art. 14.4.1º).
Dicho de otro modo, en cada semiperiodo o periodo regulatorio (cada tres o seis años
respectivamente: art. 15), se podrán modificar determinados parámetros retributivos, pero sin
embargo, resultan inmodificables –y suponen un perjuicio especial a la hidroeléctrica- el valor de
la inversión inicial y la vida útil regulatoria de las instalaciones (art. 20).
Desde esta perspectiva, el concepto de periodo regulatorio es un eufemismo para advertir que
podrán cambiarse aspectos de la retribución, pero que sin embargo –y ahí va un aviso a
navegantes- el valor de la inversión inicial y la vida útil regulatoria permanecerán inalterados. De
esta manera, la retribución razonable es un concepto que se calculará por referencia a una
inversión para la cual el legislador fija un plazo de amortización fijo o inamovible 13.
A lo anterior, ha de añadirse que no es claro que el periodo regulatorio mínimo de seis años
garantizado por el legislador resulte de aplicación al régimen que acaba de implantarse para las
instalaciones preexistentes 14. Lo que sí es seguro, como se verá de forma inmediata, es que el
desarrollo reglamentario aprobado demuestra que para las hidroeléctricas el nuevo régimen
retributivo no va a estar vigente durante seis años; en realidad, para algunas centrales
hidroeléctricas nunca llegará a aplicarse.
5.2. La vida útil regulatoria cuenta a partir de la autorización de puesta en explotación: la
inadecuación de esta regla para una tecnología tan antigua
El concepto de vida útil regulatoria se define como aquel periodo durante el cual, adicionalmente
a la retribución por la venta de la energía valorada al precio de mercado, se tiene derecho a una
retribución específica compuesta por un término de unidad de potencia instalada que cubra,
cuando proceda, los costes de inversión para cada instalación tipo que no puedan ser
recuperados por la venta de energía en el mercado (retribución a la inversión) y por un término
a la operación que cubra, en su caso, la diferencia entre los costes de explotación y los ingresos
por la participación en el mercado de producción de dicha instalación tipo. A partir de este
concepto de vida útil regulatoria, la normativa eléctrica ha de calcular la rentabilidad adecuada o
razonable de la instalación.
La vida útil regulatoria se define desde el año siguiente al de la autorización de explotación
definitiva de la instalación; más en concreto, y según la Disposición Adicional segunda del RD
413/2014, desde el 1 de enero del año siguiente al de dicha autorización.
Esta decisión, por sí misma, produce resultados injustos. No considera los supuestos –posibles
y legales- en que la inversión se hiciera después de la puesta en explotación, como sucede
claramente en compras de centrales hidroeléctricas posteriores a la fecha de explotación,
plenamente amparadas por la legislación de aguas (art. 63 TRLA). Estas compras–o inversionesse hicieron sobre la base de unas expectativas de beneficio en las que se consideraba el plazo
13
El propio autor del reglamento debe tener dudas acerca de la razonabilidad de la retribución en los
términos en que la regula ya que el art. 24.1 del RD prevé que: “Sin perjuicio del régimen retributivo
específico regulado en este título, podrán establecerse convocatorias de ayudas públicas destinadas a las
instalaciones reguladas en este real decreto”.
14 El art. 30.4 de la Ley 54/1997 señala que “Los parámetros del régimen retributivo podrán ser revisados
cada seis años. De manera parecida, la DF 3ª LSE, en su apartado quinto, se remite a lo dispuesto en el
artículo 14.4 para “la revisión de los parámetros de retribución”.
restante hasta la extinción de la concesión, que, en muchos casos se extiende hasta 2061 (que
es la regla que, según la Disposición Transitoria Primera del TRLA, se aplica a las concesiones
que carezcan de una fecha final en el título concesional).
Tampoco permite tener en cuenta inversiones realizadas después de la puesta en explotación,
como por ejemplo obras de reconstrucción por riadas o por obras de mejora ambiental impuestas
por la Administración (escalas de peces o dispositivos de paso de caudales ecológicos).
5.3. Veinticinco años de vida útil regulatoria para la hidroeléctrica a partir de la
autorización de puesta en explotación: ¿es una decisión legal?
La Orden IET 1045/2014, de 16 de junio ha fijado para las hidroeléctricas una vida útil regulatoria
de 25 años. Según esto, las instalaciones con puesta en explotación anterior a 1988, que son
muchas, dejarían de percibir la retribución específica desde el momento de la entrada en vigor
del nuevo régimen (julio 2013). Esta decisión de la Orden determinaría de facto que la aplicación
del nuevo régimen retributivo supondría no ya una disminución de la prima sino más radicalmente
su desaparición.
Por eso, y acaso para paliar los efectos derivados de un cambio tan repentino, la Orden establece
una particularidad consistente en que si la puesta en explotación definitiva fuera anterior al año
1994, los 25 años de la vida útil regulatoria se contarían a partir del año 1994 15. Conforme a esta
previsión específica, para la mayoría de las instalaciones hidráulicas de este país el cobro del
régimen retributivo específico finalizaría en el año 2018.
Ahora bien, la aplicación que está haciendo el Ministerio resulta criticable, ya que no ha asignado
número de instalación tipo a aquellas centrales que ya hubieran superado los 25 años de vida
útil regulatoria, dando a entender que para estas instalaciones se ha perdido el derecho a la
percepción de la “prima”. Por lo anterior, parece que puede sostenerse que hay instalaciones
que a fecha de hoy, ni con el cambio de subgrupo retributivo, tienen derecho a cobrar ninguna
retribución específica.
Esta importante limitación de la vida útil regulatoria no estaba prevista en la anterior regulación
contenida en el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo. En la tabla 3 del referido RD se
detallaban las tarifas y primas correspondientes a las instalaciones de la categoría b), entre las
cuales en el grupo b.4 se incorporaban las centrales hidroeléctricas cuya potencia no fuera
superior a los 10 MW. Durante los primeros 25 años se cobraba un precio más elevado que
pasados estos 25 años, pero no se incluía ninguna limitación temporal más para seguir cobrando
la denominada “prima”.
De confirmarse la extinción de la vida útil regulatoria de determinadas instalaciones, se
provocaría la vulneración del principio de confianza legítima o, acaso dicho con más rotundidad
por la estricta o limitada interpretación que de este principio hace el Tribunal Constitucional 16, del
principio de legalidad en su dimensión de jerarquía normativa. Las modificaciones en las
regulaciones reglamentarias son válidas para impedir la congelación o petrificación del
ordenamiento jurídico siempre que se mantengan dentro del marco establecido por la Ley y
15
Literalmente: “En el caso del grupo b.4 (subgrupo b.4.1 y subgrupo b.4.2) y grupo b.5.(subgrupo b.5.1 y
b.5.2.), las instalaciones con fecha de autorización de explotación definitiva anterior al año 1994 han sido
incluidas como instalación tipo del año 1994 y empezando a contar desde este año la vida regulatoria de
las mismas”.
16Es doctrina constante del TC, que el principio de seguridad jurídica, en su vertiente de protección de la
confianza legítima, no puede dar lugar a la congelación o petrificación del ordenamiento jurídico pues ello
no sería coherente con el carácter dinámico del mismo ordenamiento (SSTC 332/2005 y 237/2012, y
resoluciones ahí citadas).
prevean una regulación transitoria que permita a los operadores jurídicos prudentes adaptarse
al cambio 17. En el presente caso, la reforma adoptada por el Real Decreto-Ley 9/2013 permitía
a los productores entender que hacia el futuro se abriría un nuevo periodo regulatorio durante el
cual seguiría estando garantizada la retribución razonable. Pero ningún operador prudente podía
en modo alguno esperar que, a consecuencia del objetivo político de reducir el déficit tarifario,
algunas instalaciones hidroeléctricas perderían de forma inmediata su derecho a la retribución
específica.
Entender que no hay vida útil regulatoria para centrales hidroeléctricas, se aparta del marco legal
y perjudica a la tecnología más antigua, pese a que para ésta no se han alcanzado los objetivos
de producción para la hidroeléctrica adoptados por la propia Administración. ¿No es esta opción
de la Orden contraria también a la prohibición de discriminación fijada por el art. 14.2 LSE?
5.4. Los concesionarios están obligados a turbinar el caudal
Lo anterior parece, por lo demás, bastante poco realista porque los productores hidráulicos, en
cuanto titulares de concesiones de aguas, tienen asumidas una serie de obligaciones (existe el
derecho-deber de utilizar el caudal atribuido) y no pueden cesar en la actividad abandonando las
centrales en los ríos.
Además, ha de tenerse en cuenta que la falta de uso de la concesión imputable al titular por tres
años consecutivos determina la caducidad del título (art. 66.2 TRLA). Y de extinguirse la
concesión, puede darse el caso de que la Administración exija “la demolición de lo construido en
dominio público de conformidad con el artículo 101 de la Ley 33/2003, de 3 de noviembre, del
Patrimonio de las Administraciones Públicas" (obligación impuesta por el art. 89.4 del
Reglamento de Dominio público hidráulico realizada por Real Decreto 1290/2012, que la STS de
25 de octubre de 2013 ha declarado legal).
6. COSTES QUE NO SEAN DE APLICACIÓN EN TODO EL TERRITORIO NACIONAL O QUE
NO RESPONDAN PROPIAMENTE A LA ACTIVIDAD DE PRODUCCIÓN ELÉCTRICA
En la habilitación que el Real Decreto-ley 9/2013 hizo al Gobierno para aprobar un nuevo régimen
jurídico y económico para las instalaciones de producción de energía eléctrica existentes a partir
de fuentes de energía renovable, se dispuso que para el cálculo de la retribución específica, y
hacia el futuro, se excluirían dos tipos de costes o inversiones: a) los “que vengan determinados
por normas o actos administrativos que no sean de aplicación en todo el territorio español”; y b)
los que no pueden entenderse que “respondan exclusivamente a la actividad de producción de
energía eléctrica” (art. 30.4 de la Ley 54/1997 y art. 13.3 del RD 413/2014).
Esta exclusión también se ha incorporado al texto de la LSE, aunque sólo para los nuevos
entrantes (art. 14.7 LSE).
La aplicación a centrales hidroeléctricas en funcionamiento de estas dos exclusiones puede
determinar que cualquier inversión futura destinada a adecuar la central a nuevos requerimientos
derivados de los planes hidrológicos de cuenca no se incluya entre los gastos computables a los
efectos de hallar una retribución razonable.
Tampoco se consideran como gastos de explotación los derivados del pago de ninguno de los
varios cánones regulados por la Ley de aguas. Así, y en primer lugar, queda fuera el “canon de
17 En la STC 332/2005, el TC rechaza la vulneración de la confianza legítima porque se contemplaba la
subsistencia de concesiones y autorizaciones vigentes, con la única salvedad de imponer su adaptación a
los requisitos técnicos exigibles a las nuevas instalaciones de ITV.
regulación” que se exige por aplicación del art. 114 TRLA, pese a que es de aplicación en todo
el territorio nacional (aunque su cuantía es distinta y depende del coste de la obra de regulación
y del número de beneficiarios afectados). En segundo lugar, se excluye el pago del “canon
concesional” aplicable en los casos de explotación privada con fines hidroeléctricos de presas
de embalse o canales construidos total o parcialmente con fondos públicos (art. 133 del
Reglamento de dominio público hidráulico). Y en tercer lugar, y por no ser de aplicación en todo
el territorio nacional, quedará fuera de la retribución (en caso de que sea desarrollado
reglamentariamente 18), el pago futuro del “canon para la producción de la energía hidráulica” del
art. 112 bis TRLA. Este canon sólo será, en su caso, exigible en las cuencas del Miño-Sil,
Cantábrico Occidental y Cantábrico Oriental –salvo en el ámbito de esta demarcación de
competencia del País Vasco-, Duero, Tajo, Guadiana, Guadalquivir, Segura, Júcar, Ebro 19.
Y, en este contexto normativo, tampoco pueden ser gastos de explotación los cánones
autonómicos a la producción de energía hidroeléctrica fijados por las leyes de Asturias 20, Castilla
y León 21, Cataluña 22 Extremadura 23 y Galicia 24.
7. RECAPITULACIÓN Y CONCLUSIONES
En la polémica reforma del sector eléctrico se ha hecho prevalecer el objetivo cortoplacista de
corregir el déficit de tarifa o, dicho en términos tecnocráticos, la sostenibilidad financiera. No
parece que se haya tenido en cuenta ningún otro interés público.
Haber dado el mismo tratamiento a todas las tecnologías, desconociendo las profundas
diferencias que hay entre ellas, provoca desigualdades de fondo. El régimen legal parece
diseñado a la medida de las nuevas tecnologías y no tiene en cuenta las especialidades de la
hidráulica, por su antigüedad y, sobre todo, por la singularidad derivada de que los productores
son también titulares de una concesión de dominio público, otorgada por razones de interés
público (los concesionarios son colaboradores de la Administración), que les confiere el derecho
y el deber de destinar el agua al uso hidroeléctrico.
18
El Consejo de Estado ha informado el proyecto de real decreto en términos tales que, de momento, se
han paralizado su adopción (Informe núm. 928/2014 sobre el proyecto de real decreto Reglamento para el
desarrollo del artículo 112 bis TRLA por el que se establece el canon por utilización de las aguas
continentales para la producción de energía eléctrica de 9 de octubre de 2014). El alto órgano consultivo
señala que, según la ley, el impuesto tiene una finalidad ambiental y que, por tanto, eran ilegales las
previsiones del proyecto, según las cuales lo recaudado se afectaba a la financiación del déficit tarifario.
19 Este canon sólo es aplicable geográficamente en las cuencas intercomunitarias dado que la Ley 15/2012
que lo crea cita expresamente para el artículo 29 (112 bis de la Ley de Aguas) que se trata de una
regulación adoptada sobre la base del art. 149.1.22 CE (competencias exclusivas del Estado para
aprovechamientos de aguas que discurran por más de una Comunidad Autónoma).
20 Impuesto sobre las afecciones ambientales del uso del agua regulado por el Decreto Legislativo de 23
de julio 2014, que adopta el texto refundido de las disposiciones legales del Principado de Asturias en
materia de Tributos Propios (art. 87.c).
21 Impuesto sobre la afección medioambiental causada por determinados aprovechamientos del agua
embalsada, por los parques eólicos y por las instalaciones de transporte de energía eléctrica de alta
tensión, regulado por el art. 51.1. del Decreto Legislativo 1/2013, de 12 de septiembre.
22 Se trata del canon del agua, previsto por el art. 64.1 del Decreto Legislativo 3/2003, de 4 de noviembre,
por el que se aprueba el Texto refundido de la legislación en materia de aguas.
23 Impuesto sobre Instalaciones que incidan en el medio ambiente aplicables a las actividades de
producción, almacenaje, transformación y transporte de energía eléctrica así como de transporte de
telefonía y telemática (art. 19 del Decreto Legislativo 2/ 2006, de 12 de diciembre).
24 Art. 6 de la Ley 15/2008, de 19 de diciembre, del Impuesto sobre el daño causado por determinados
usos y aprovechamientos del agua embalsada.
Resulta curioso que la hidráulica sea la tecnología más perjudicada por una reforma guiada por
la necesidad de cerrar el acceso de nuevos entrantes de tecnologías modernas. Porque, desde
hace más de veinte años, no es fácil la obtención de una concesión de aguas y esto funciona
como importante barrera de entrada. Nunca ha habido en la hidráulica el “efecto llamada” de
unas generosas primas. Habrá que esperar y ver si esta reforma afecta al cumplimiento de los
objetivos obligatorios fijados por el Plan Español de energías renovables adoptado por aplicación
de la Directiva 39/2009.
En la nueva situación, las restricciones a la explotación derivadas de una posible implantación
de caudales ecológicos no afectarán al régimen retributivo específico (se paga en función de
potencia instalada y no de la producción), pero sí determinarán una disminución de la retribución
final muy importante al perjudicar al precio de mercado, toda vez que éste sí depende de la
producción que se hubiera obtenido.
En definitiva, y a modo de recapitulación final, no parece razonable optar por un marco regulatorio
que funcione como “compartimento cerrado”, aislado del derecho de aguas y desvinculado de
los objetivos fijados por la planificación energética. Además, en un contexto normativo tan incierto
¿cómo pedir a la planificación hidrológica que cumpla el mandato legal del art. 40.1. TRLA y se
armonicen los intereses ambientales con los productivos 25?
25
Muy recientemente todavía el Informe de Sostenibilidad Ambiental de la Planificación del Sector Eléctrico
2015-2020 elaborado por la Subdirección General de Planificación Energética y Seguimiento de la
Secretaría de Estado de Energía, de noviembre de 2014, sigue refiriéndose a un aumento de la
hidroeléctrica en 2020: de 2.102 MW a 2.300 precisamente al explicar las interacciones de este plan con
la Directiva 2000/60 por la que se establece un Marco comunitario de actuación en materia de política del
Agua. ¿Quién va a asumir los costes derivados de cualquier nuevo requerimiento ambiental que los planes
impongan a los titulares de centrales hidroeléctricas?, ¿la Administración hidráulica?