Un proyecto de una central hidroeléctrica se realiza a través de una sociedad vehículo proyecto. De esta forma, se permite la participación de varias empresas o entidades y la minimización del riesgo asumido, además de otras ventajas de carácter fiscal. Por tanto, la gestión de una central hidroeléctrica tiene una componente administrativa en cuanto a la presentación de cuentas, balances, consejos de administración, etc.

En el caso de una central de generación eléctrica, es necesario además elaborar informes a la Administración sobre la actividad en cuanto a generación eléctrica, pérdidas, funcionamiento, etc.

Central hidrolécrica (P>50MW)

Las centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada sea superior a los 50 MW basan su retribución en el precio de mercado definido por OMIE OMEL (Operador del Mercado Eléctrico) y las desviaciones que se originan en REE.

El precio definido por OMEL se obtiene a partir de la casación entre demanda y oferta. Por tanto, es resultado de la ley de la oferta y la demanda. La casación que determina este precio se produce a partir de las previsiones de consumo que se van a producir en la fecha de referencia. En función de estas previsiones, se calcula una curva de carga asociada al sistema con las condiciones de consumo horarias.

Cuando el recurso hídrico en el país es alto y las presas están llenas de agua, los propietarios suelen ofertar su energía a precio 0, de esta forma se aseguran que van a poder exportar energía evitando que el agua se conduzca hacia los aliviaderos sin accionar las turbinas. Como consecuencia, en años con alto recurso hídrico, el precio de la electricidad desciende ya que todas las explotaciones hidráulicas ofertan su energía a precio 0.

Es decir, independientemente del precio al que fijemos nuestra energía, vamos a obtener el precio resultante de la casación entre oferta y demanda. Después de las centrales hidroeléctricas, suelen entrar las centrales nucleares.

En el caso de que la central hidroeléctrica objeto de estudio esté a la capacidad media del embalse, puede ser interesante fijar un precio alto y estar disponible para eventuales ascensos de la demanda. El problema es que las instalaciones sufren mucho con los arranques y las paradas. Por tanto, no siempre es conveniente acogerse a esta opción con una central hidroeléctrica, aunque sí con otras tecnologías que permiten una mayor flexibilidad. El efecto de un aumento de la demanda es el aumento del precio de la electricidad. El programa que se envía al mercado puede variar en determinados plazos establecidos (hasta seis horas antes de la llegada del suceso).

A continuación, detallamos el significado de cada concepto:

1. Garantía de potencia. Es una retribución asociada a la disponibilidad de la potencia que tenemos instalada para el suministro de energía al sistema. Para poder calcular su retribución asociada, se calcula la energía que se haya vertido en una serie de periodos anuales. En función de la contribución a la estabilidad y al suministro de la instalación, se pagará más o menos por este concepto.
2. Desvíos a subir. Este concepto hace referencia a los excesos o defectos de nuestra producción, que hayan ido a favor del sistema.
3. Desvíos a bajar. Este concepto hace referencia a los excesos o defectos de nuestra producción que hayan ido en contra del sistema.

En este tipo de instalaciones, se puede regular el funcionamiento de la instalación a través de las conducciones y válvulas a tal fin instaladas. En algunas de ellas, en las que es viable técnicamente, se instala además una central de bombeo. El objetivo de esta central de bombeo es recuperar el agua que ya ha sido turbinada y devolverla a la presa para que vuelva a generar energía eléctrica.

Esta alternativa es viable siempre y cuando exista la posibilidad de instalar dicha central. La otra limitación existente son las pérdidas de carga asociadas al bombeo aguas arriba del líquido y las asociadas al rendimiento de la turbina y al descenso del agua desde la presa hasta la turbina. Como contrapartida se debe analizar el coste de la energía empleada en la impulsión del agua de vuelta a la presa y el coste que se obtendrá por turbinarla.

El procedimiento a seguir será el siguiente:

1. Calculamos el margen o la diferencia de precios (€/MWh) entre nuestro coste de energía eléctrica en horas valle y el ingreso que vamos a obtener por la venta de la energía asociado al agua. Suponemos siempre que el margen será positivo, es decir, que el precio al que vendemos la energía bombeada será mayor que el precio al que la compramos.
2. Calculamos el coste de bombear el agua a la superficie de la presa.
3. Calculamos el ingreso esperado por el turbinado de la misma cantidad de agua bombeada anteriormente.
4. Se ha supuesto que la densidad, la gravedad y el tiempo de utilización son iguales, aunque estos parámetros pueden cambiar en función de las características de la instalación y nuestras necesidades.
5. Completando la fórmula con datos reales, obtendremos el precio al que podríamos turbinar en función del precio al que podemos utilizar las bombas.

Supongamos que:

1. Qpunta : Qvalle (suponemos que el caudal que bombeamos es el que turbinamos).
2. hb : 1,10 · hn (suponemos las pérdidas de carga aguas arriba y aguas abajo en un 11%).

Para que se igualen ingresos y gastos en el bombeo de caudal y como primera aproximación, el precio de la energía en las horas de bombeo debe ser un 73% del precio al que la vendemos, como máximo. A partir de este valor de referencia, habría que analizar si es interesante su instalación y el VAN y el TIR de la operación.

Central hidroeléctrica (10<P<50)

En este tipo de instalaciones, la modalidad de venta de energía es la de participar en el mercado de electricidad o participar en el mercado de la electricidad y tener una retribución a la inversión.

1. La modalidad de venta de las centrales hidroeléctricas de esta potencia se corresponde únicamente con la participación en el mercado de la electricidad si:
2. A fecha de 12 de julio no estuviera reconocido el régimen primado previsto en el RD 661/2007. Y, por tanto, no se hubieran inscrito automáticamente en el registro retributivo específico.
3. No hubieran presentado solicitud de inscripción en el registro de preasignación de retribución al amparo de lo previsto en el art. 4 del RDL 6/2009 y, por tanto, no se hubiera podido presentar a la convocatoria para la inscripción en el Registro Retributivo Específico.
4. No disponen de un acta de puesta en servicio, con carácter definitivo, para la totalidad de la potencia en los treinta días naturales posteriores al de la entrada en vigor de la Ley 24/2013.
5. Presentan una “rentabilidad razonable” superior a 7,398 %, la estipulada en el RD 413/2014.
6. Si, perteneciendo al Régimen Retributivo Específico, hubieran funcionado menos horas de las establecidas como horas umbral de funcionamiento, requeridas en la Orden IET/1045/2014.

Si la central hidroeléctrica estuviera adscrita al Régimen Retributivo Específico, participa en el mercado eléctrico, obteniendo unos ingresos en relación a la energía vendida y al precio de casación del mercado, y además será beneficiaria de una retribución a la inversión (Rinv) que, para cada central, depende de:

1. El subgrupo dentro de las instalaciones hidroeléctricas superiores a 10 MW, que puede ser subgrupo b.5.1 o b.5.2.
2. Su año de autorización de explotación definitiva.
3. Su vida regulatoria.
4. Un coeficiente de ajuste.

Las centrales pertenecientes a este rango de potencia podrán presentar una rentabilidad razonable cuanta mayor potencia instalada tengan y, por tanto, podrán seguir en funcionamiento pues sus costes de mantenimiento (€/MWh) son muy inferiores a los ingresos de venta en el mercado de la electricidad. Pese a esto, el Régimen Retributivo Especial, y más en concreto el termino retribución a la inversión, podría no ser suficiente para las centrales de esta potencia, hay que esperar a los informes de las diferentes instalaciones en relación a este nuevo régimen para evaluar si sus retribuciones se ajustan a la promoción de una tecnología madura y eficiente como es la hidráulica.

Lo que sí pone de manifiesto la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) es que el régimen retributivo anterior aportaba un total de 162 millones de euros al desarrollo y promoción de la energía hidráulica, mientras que con este régimen retributivo apenas se aportan 12 millones de euros. Esto significa una caída de 150 millones de euros, que en diferencia porcentual es del -92,60 %, lo cual es una caída 2,7 veces mayor que la originada a la energía eólica.

Central minihidráulica (P<10MW)

En este tipo de instalaciones, la modalidad de venta de energía es la de participar en el mercado de electricidad o participar en el mercado de la electricidad y tener una retribución a la inversión.

La modalidad de venta de las centrales hidroeléctricas de esta potencia se corresponde únicamente con la participación en el mercado de la electricidad si:

1. A fecha de 12 de julio no estuviera reconocido el régimen primado previsto en el RD 661/2007. Y, por tanto, no se hubieran inscrito automáticamente en el registro retributivo específico.
2. No hubieran presentado solicitud de inscripción en el registro de preasignación de retribución al amparo de lo previsto en el art. 4 del RDL 6/2009 y, por tanto, no se hubiera podido presentar a la convocatoria para la inscripción en el registro retributivo específico.
3. No disponen de un acta de puesta en servicio, con carácter definitivo, para la totalidad de la potencia, en los treinta días naturales posteriores al de la entrada en vigor de la Ley 24/2013.
4. Presentan una “rentabilidad razonable” superior a 7,398 %, la estipulada en el RD 413/2014.
5. Si, perteneciendo al Régimen Retributivo Específico, hubieran funcionado menos horas de las establecidas como horas Uf requeridas en la Orden IET/1045/2014.

Si la central hidroeléctrica estuviera adscrita al Régimen Retributivo Específico participa en el mercado eléctrico, obteniendo unos ingresos en relación la energía vendida y al precio de casación del mercado, y además será beneficiaria de una retribución a la inversión (Rinv) que, para cada central, depende de:

El subgrupo dentro de las instalaciones hidroeléctricas superiores a 10 MW, que puede ser subgrupo b.4.1 o b.4.2.

1. Su año de autorización de explotación definitiva.
2. Su vida regulatoria.
3. Un coeficiente de ajuste.

Según lo establecido por el art. 7.c del RD 413/2014, todas las centrales hidroeléctricas con potencia instalada superior a 5 MW, y aquellas con potencia instalada inferior o igual a 5 MW pero que formen parte de una agrupación del mismo subgrupo, cuya suma total de potencias instaladas sea mayor de 5 MW, deberán estar adscritas a un centro de control de generación, que actuará como interlocutor con el operador del sistema, remitiéndole la información en tiempo real de las instalaciones y haciendo que sus instrucciones sean ejecutadas con objeto de garantizar en todo momento la fiabilidad del sistema eléctrico.

Asimismo, todas las centrales hidroeléctricas con potencia instalada mayor de 1 MW, o inferior o igual a 1 MW pero que formen parte de una agrupación del mismo subgrupo, cuya suma total de potencias instaladas sea mayor de 1 MW, deberán enviar telemedidas al operador del sistema, en tiempo real, de forma individual en el primer caso o agregada en el segundo.

En el caso de las centrales hidroeléctricas situadas a pie de presa, la venta de energía en el mercado de la electricidad será más rentable, al tener las instalaciones una capacidad de almacenamiento que puedan turbinar en horas punta. Sin embargo, las centrales situadas a pie de presa tendrán más dificultades para rentabilizar su central al no poder elegir las horas de turbinado. A pesar de esta generalidad habría que estudiar el caso concreto de cada central para analizar cómo se hará la venta de energía, que dependerá de factores como sus características, qué hay aguas arriba y aguas debajo de la central, cómo se distribuye el recurso hídrico disponible en los periodos anuales, etc.

Al ser el Régimen Retributivo Específico de nueva aplicación, aún se desconoce su ajuste a la promoción de las centrales hidroeléctricas de esta potencia.