Para los que estudiamos temas energéticos, como lo hacemos desde hace 30 años, el dela hidroeléctrica es un mundo particular. La fuente de electricidad más antigua, que fue la base del desarrollo industrial del país hace ya dos siglos, sigue desempeñando un papel central en la actualidad, y lo tendrá aún más en el futuro. La reducción de emisiones y la contribución a la estabilidad del sistema hacen de la hidroelectricidad, y en particular de los bombeos, un fuente con características únicas y estratégicas para la transición energética. En este punto están básicamente todos de acuerdo.
Sin embargo, esta convergencia no evita que se produzca un callejón sin salida en el que toda inversión de futuro parece congelada. Estamos hablando de unos diez mil millones de euros para 2030 que hoy están bloqueados. Tratemos de entender por qué y cuáles podrían ser las salidas.
Este callejón sin salida está determinado sustancialmente por las perplejidades de las empresas ante la reforma de 2018 (Decreto Simplificador, 135/2018) introducida -ante la presión de Europa- por el Gobierno Amarillo-Verde y que prevé un aumento del protagonismo de las Regiones en la gobernabilidad del sistema hidroeléctrico y un aumento en los cargos a cargo de las concesionarias. Sin embargo, la verdadera pregunta parece girar en torno a la licitaciones para la renovación de concesiones, fuertemente impulsada por la Comisión que ha puesto a prácticamente todos los países miembros, y en particular a Italia, en procedimientos de infracción.
En agosto de 2020 se propusieron reformas a la denominada ley de Simplificaciones actualmente en fase de aprobación (1 de septiembre de 2020) para desmantelar sustancialmente la reforma Amarilla-Verde y, entre otras cosas, extender las concesiones existentes por una década. A la fecha de redacción de estas notas, no ha habido modificaciones; útil a este respecto es la opinión contraria del Ministerio de Asuntos Europeos que se informa aquí:
(…) la reforma establece una prórroga de las concesiones hidroeléctricas sin una indicación clara del plazo final y por tanto presuntamente censurable por la Comisión Europea que, en el marco del procedimiento de infracción núm. 2011/2026, actualmente en proceso de segunda notificación formal complementaria de conformidad con el art. 258 TFUE, ya ha censurado la prórroga prevista por el Decreto Legislativo 14 de diciembre de 2018, n. 135 (Decreto de Simplificación), convertido por Ley 11 de febrero de 2019, n. 12. El procedimiento ya se encuentra en un riesgo concreto de agravación. En particular, la prórroga de las concesiones hidroeléctricas está supeditada a la entrada en vigor de las normas nacionales de desarrollo de las disposiciones europeas que "deberán ser necesariamente dictadas en un futuro próximo por las instituciones de la Unión". Hasta la fecha, sin embargo, no existe nueva legislación europea en el sector, ni puede afirmarse con certeza que exista una competencia de la Unión para legislar sobre la materia. Por otro lado, ya existe normativa europea (directiva de servicios y normas del mercado interior) aplicable en la materia que, en todo caso, hay que tener en cuenta. En todo caso, la limitación al ejercicio de una competencia normativa por parte de la Unión no puede proceder del legislador nacional.
Creemos que estas observaciones no necesitan comentarios. Un punto, sin embargo, está claro: la utilidad y urgencia de buscar soluciones que:
- Son aceptables por las partes involucradas (Regiones, Empresas, Unión Europea, comunidades locales, etc.);
- Permiten una rápida puesta en marcha de las inversiones;
- Tener en cuenta la estructura competitiva de facto a nivel europeo;
- Permiten una gobernanza eficaz y equilibrada del sistema.
El quid de las concesiones vencidas y por vencer
Como es sabido, las empresas que operan en las denominadas grandes derivaciones hidroeléctricas basan su actividad en concesiones cuya duración puede variar significativamente. En muchos casos, las concesiones han caducado o están a punto de caducar, mientras que en el caso de Enel y las plantas que vende (como las del Valle de Aosta o Trentino-Alto Adige), los plazos están fijados para 2029.
Una vez realizadas y amortizadas las cuantiosas inversiones en infraestructura, la energía hidroeléctrica ha permitido altos niveles de rentabilidad a lo largo de los años; esto debido a la ausencia de costos variables y la posibilidad de aprovechar los picos de precios de la electricidad en determinados momentos del día. La rentabilidad se ha visto reducida desde hace unos años tanto por la caída generalizada de los precios del mercado de la energía (PUN), como por la casi desaparición de los picos de consumo y, por último pero no menos importante, por el crecimiento constante de los cánones de concesión a favor de los entes locales. y las Regiones. Sin embargo, los ingresos significativos todavía están garantizados hoy en día por los CV emitidos en los últimos años contra las inversiones de renovación realizadas hace unos años.
En general, las centrales hidroeléctricas están bastante anticuadas, incluso superando el siglo en algunos casos. A menudo tendrían que importantes inversiones en modernización y mantenimiento extraordinario. Según evaluaciones sectoriales recientes, que también se confirman indirectamente en el PNIEC, el requerimiento al 2030 se puede estimar en alrededor de 10 mil millones (algo menos de mil millones de euros al año), en torno al 70% dedicado a bombeo (tema que Terna considera central en relación con la transición energética) y el resto destinado a recuperar la capacidad de almacenamiento de los embalses, a la sostenibilidad local y medioambiental. Es para hacer estas inversiones que las empresas piden una extensión de las concesiones de al menos 10 años, intervenciones específicas de apoyo y algunas otras simplificaciones burocráticas.
Plan de recuperación y retorno de inversiones
Y aquí llegamos a la cuestión crucial: hoy parece fundamental desarrollar un plan general de recuperación de un sistema infraestructural hidroeléctrico que, por su antigüedad y características específicas, requiere una decidida modernización y un amplio abanico de intervenciones, sobre todo de cara a la transición energética.
La realización de estas intervenciones exige en muchos casos no sólo importantes desembolsos, sino también la suspensión de la producción y de los relativos ingresos, a veces por tiempos no muy cortos. Y las empresas son reacias a poner en marcha cualquier iniciativa en una situación de incertidumbre vinculados a aspectos legislativos en general y, en particular, a la rentabilidad de las inversiones. En particular, los principales problemas se refieren a:
- La recuperación de la capacidad útil del embalse original;
- La construcción de nuevas plantas de bombeo;
- La modernización de las turbinas y plantas auxiliares de producción;
- La recuperación de plantas mal utilizadas o abandonadas;
- Mantenimiento extraordinario o renovación de tuberías;
- Gestión digital coordinada con pronósticos meteorológicos para programas de producción y mantenimiento predictivo.
Según nuestras estimaciones resumidas, tomadas sin embargo de casos concretos, las intervenciones pueden permitir recuperaciones de productividad desde un mínimo del 5% hasta incluso el 30%. Lo que, sobre una producción eléctrica de unos 50.000 GWh, supone un valor medio presumible de 7.500 GWh que ayudaría, entre otras cosas, a conseguir los objetivos del PNIEC también en relación con los retrasos en la construcción de las plantas previstas para las nuevas renovables.
Es evidente que todo ello requiere de actuaciones concretas, en primer lugar, de planificación por parte de las Administraciones Públicas y, en segundo lugar, de apoyo e incentivo para la realización de las obras. Y, por último, también se necesitan adecuados sistemas de garantía y control, especialmente por parte de las Comunidades Autónomas.
Pero, ¿cómo llegamos a este callejón sin salida?
Como se mencionó, en 2018, también como resultado de las presiones comunitarias antes mencionadas y para evitar el riesgo de infracciones, el Gobierno Amarillo-Verde aprobó una ley que encomienda la gestión de las concesiones a las Regiones, incluidos los procedimientos para renovarlas. en todo caso en base a procesos competitivos. Las Regiones deberían haber implementado las indicaciones de esta regla para marzo de 2020, pero solo Lombardía ha cumplido con los plazos. Otras administraciones (Región del Piamonte, Región del Véneto, Provincia Autónoma de Trento, Provincia Autónoma de Bolzano) estarían a punto de legislar.
En esencia, la nueva legislación establece los siguientes principios fundamentales:
- La duración de las nuevas concesiones se fija entre veinte y cuarenta años (más una posible prórroga de diez años);
- El libre paso de las obras húmedas al patrimonio regional;
- La valorización de las obras secas a reconocer al concesionario saliente;
- La obligación del concesionario de comunicar y ser transparente sobre el estado de las obras asignadas para la gestión;
- El procedimiento competitivo en el caso de la adopción del modelo organizativo de la unión temporal o concesión;
- El establecimiento de medidas de compensación y tasas a favor de las comunidades locales.
Esto ha generado reacciones bastante animadas por parte de las empresas del sector que han encontrado (casi) unanimidad formal para oponerse a estas dinámicas. Al mismo tiempo, el Gobierno impugnó la ley lombarda ante el Tribunal Constitucional y aplazó el plazo para la promulgación de las leyes autonómicas a octubre de 2020. Sin embargo, esto provocó una reprimenda por parte de la Defensa de la Competencia que reconfirmó lo declarado en un informe formal en 2018 en el que había pedido al Gobierno que proporcionara en el menor tiempo posible, hasta la finalización de los procedimientos de licitación; a la modificación del art. 12 del Decreto Legislativo n. 79/99, en el sentido de disponer la transferencia a título oneroso únicamente de las obras secas y la simultánea transferencia gratuita de las obras húmedas a la propiedad estatal, estigmatizando las constantes postergaciones en cuanto a la ejecución de licitaciones de concesiones vencidas.
È poco probable que Europa actúe como apoyo
En el corazón de muchos conocedores existe la esperanza de que la Comisión Europea aplique también a las renovaciones de concesiones hidroeléctricas la suspensión (muy parcial en verdad) de la legislación relativa a las ayudas estatales a la que se refiere la Comunicación de 3 de abril de 2020, emitida a raíz la emergencia del COVID-19.
El tema es cuanto menos controvertido, también teniendo en cuenta la actual oposición general entre la propia Comisión, rígidamente anclada en las Directivas que protegen la competencia, y los Estados miembros de la Unión, mucho más conservadores en el mantenimiento del statu quo, en cuanto a la obligatoriedad de los procedimientos competitivos en la selección de concesionarios.
En este punto la cuestión ha adquirido perfiles eminentemente políticos que involucran directamente al Gobierno (y a los Gobiernos de los demás Estados) ya la Comisión Europea, cuyo desenlace, a pesar de la actual situación de emergencia, es difícil de predecir.
Las líneas de un plan de recuperación
Si bien no es fácil imaginar un plan para relanzar el sector del agua en la situación descrita anteriormente, creemos que los puntos fundamentales son los siguientes:
- Un relevamiento general de la situación del sector hidroeléctrico nacional;
- Un enfoque en las intervenciones posibles o necesarias para la revitalización del sector, teniendo en cuenta las especificidades de las situaciones locales individuales;
- La cuantificación de las necesidades de inversión por categoría y por horizonte temporal;
- Estimación de los impactos/retornos relativos en términos de productividad, medio ambiente, flexibilidad del sistema eléctrico, etc.;
- Establecimiento de prioridades de intervención;
- Identificación de disposiciones gubernamentales y normativas adecuadas para encaminar las empresas y las administraciones locales y regionales en las direcciones deseadas, facilitando los procesos de inversión.
Este planteamiento puede parecer trivial, y de hecho lo es, pero las lógicas que han regido hasta ahora la gobernanza del sector han sido muy distintas. Con nuestro trabajo de investigación nos hemos movido en la lógica indicada; sin embargo, aquí es importante señalar un camino diferente, aún por evaluar en todas sus implicaciones, pero que podría permitir la superación de muchas de las cuestiones brevemente descritas.
¿Desmanializar las obras húmedas?
A continuación tratamos de resumir los puntos más destacados de una discusión dentro de nuestro grupo de investigación con el objetivo de reducir los obstáculos para una solución al impasse también para favorecer un rápido relanzamiento de las inversiones.
La idea, nacida inicialmente de uno de los escritores también a partir de experiencias en otros sectores, parte de la hipótesis de liberación del estado de parte de la infraestructura hidroeléctrica es decir, las denominadas obras húmedas (que en varios casos ya son de propiedad privada). Este paso debería estar previsto por la ley del Estado y concedido como una opción a las Regiones propietarias de los activos. La privación del Estado debe ser entonces prodrómica a la enajenación con transferencia a particulares, con facultad de opción a favor del actual administrador y a un precio acorde con el valor histórico revaluado de las obras. En todo caso, la autorización para la derivación del recurso hídrico (que no puede ser enajenado) y las previsiones sobre las modalidades relativas (caudal mínimo vital, tasas y recargos, obligaciones de inversión, etc.) quedarían firmemente en manos de las regiones.
Las ventajas de esta solución parecen ser las siguientes:
- La liberación por parte del Estado no crearía ninguna ventaja de mercado, porque nada impediría que el nuevo propietario realizara más transferencias de las obras antes mencionadas a un tercero.
- La baja ya se ha aplicado en algunos sectores, como el parque de viviendas de protección oficial, donde está prevista la venta de las unidades objeto de la medida a los cesionarios que lo soliciten.
- Se ha soslayado el tema de las licitaciones que, a pesar de ser la solución preferible en teoría, parece en la práctica inaplicable en toda Europa en los sectores de redes de energía (véanse las licitaciones de gas en Italia que han estado sustancialmente bloqueadas durante décadas).
- Es coherente con algunos casos europeos aplicados y en funcionamiento (que estamos investigando) y en todo caso con una situación en Europa donde los jugadores extranjeros no tocan el balón.
- No perjudicaría a los poderes regionales, sino que en cierto sentido los fortalecería, definir las modalidades de ejercicio de las obras húmedas hacia el nuevo titular de las obras o cualquier sujeto por él delegado (de acuerdo con la Región).
- No violaría los principios de equidad porque las obras son en gran parte depreciadas por los concesionarios; la falta de recurso al mercado de venta de obras con mecanismos de licitación estaría justificada en virtud de una declaración de interés público de los bienes enajenables (ver SIEG) y un juicio de idoneidad del actual concesionario.
- Las Regiones dispondrían de dos ingresos: los ingresos puntuales por la cesión de las obras privadas del Estado y los ingresos continuos por las autorizaciones, cuya duración también podría tener horizontes temporales no muy largos y suspenderse o revocarse en caso de del incumplimiento de las disposiciones.
- La situación legislativa actual probablemente podría integrarse sin trastornarla, como se desearía con las enmiendas rechazadas mencionadas anteriormente.
- Podría ser aceptado por empresas que, contra un desembolso que puede ser significativo, tengan la garantía de la disponibilidad de las plantas (húmedas y secas) pudiendo realizar inversiones más fácilmente.
- El procedimiento de evaluación de las obras a vender, a partir de los valores amortizados por los concesionarios, podría ser mucho más sencillo que la delimitación y reconocimiento del estado de consistencia de las obras húmedas a licitar para la nueva concesión. Entre otras cosas, los concesionarios se beneficiarían de las obras secas que ya son de su propiedad.
A la luz de algunos controles informales, parece que la Comisión Europea no puede plantear objeciones si no se refieren a la cuestión de una valorización justa de las obras húmedas sujetas a transferencia.
En conclusión, la descrita parecería ser una hipótesis "revolucionaria" para el sector en Italia (pero no en el extranjero). Sin embargo, en nuestra opinión, es indudable que merece los conocimientos técnicos y políticos apropiados.
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