Recurso potestativo de Reposición frente al DECRETO 114/2021, de 25 de noviembre, acordando la ejecución del proyecto “Central hidroeléctrica de bombeo Chira-Soria
AL CONSEJERO DE TRANSICIÓN ECOLÓGICA, LUCHA CONTRA EL CAMBIO CLIMÁTICO Y PLANIFICACIÓN TERRITORIAL
Don José Antonio Valbuena Alonso
Plaza de los Derechos Humanos, 22
Edf. Servicios Múltiples I Planta 8ª
35071 Las Palmas de Gran Canaria
Su Referencia: Expte. AT 18R161
Recurso potestativo de Reposición frente al DECRETO 114/2021, de 25 de noviembre, acordando la ejecución del proyecto “Central hidroeléctrica de bombeo Chira-Soria. Reformado del proyecto de construcción. Modificado II”, promovido por Red Eléctrica de España, S.A.U., (BOCan nº 250, Jueves 9 de diciembre de 2021)
La Plataforma Ciudadana Salvar Chira Soria Barranco de Arguineguín , COMPARECE Y DICE:
Que el pasado 09 de diciembre se publicó en el Boletín Oficial de Canarias número 250, su Decreto 114/2021 por el que se acuerda la ejecución del proyecto denominado “Central hidroeléctrica de bombeo Chira-Soria. Reformado del proyecto de construcción. Modificado II”, promovido por Red Eléctrica de España, S.A.U., y se ordena la modificación del planeamiento afectado.
Que considerando que tanto el Decreto como el proyecto cuya ejecución se ha aprobado incurren en numerosas infracciones legales, y que la ejecución del proyecto va a suponer un grave e irreparable perjuicio al medio ambiente de Gran Canaria como a los intereses generales de los grancanarios y de todos los españoles en su conjunto, formulamos el presente recurso potestativo de reposición, solicitando la anulación del Decreto y la desautorización del Proyecto, al entender de aplicación las siguientes ALEGACIONES:
PRIMERA.- Infracción a la normativa europea, en concreto, a lo dispuesto en los artículos 9 y 44 de la Directiva 2009/72/CE, y lo dispuesto en los artículos 54, 66 y 71 de la Directiva (UE) 2019/944
El Decreto 50/2003 de 30 de abril de la Consejería de Presidencia e Innovación Tecnológica del Gobierno de Canarias, de acuerdo con lo establecido en la Directiva 96/92/CE, y con la Ley estatal 54/1997, que transpone la anterior directiva; designa a la mercantil “Red Eléctrica de España” (REE), gestor de la red de transmisión eléctrica en el ámbito de la Comunidad Autónoma de Canarias. En los considerandos del Decreto se defina a REE como sociedad mercantil con experiencia suficiente y con solvencia técnica acreditada, que controle el tránsito de electricidad por la redes de transporte con independencia de las empresas generadoras y suministradoras.
La Directiva 96/92/CE, en su considerando 30 fijaba que la función de transmisión de la electricidad de alta tensión debía ser independientes del resto de actividades del sector eléctrico, por lo que su artículo 7, señalaba:
6. A menos que la red de transmisión sea ya independiente de las actividades de generación y distribución, el gestor de la red será independiente, por lo menos en el aspecto de gestión, de las demás actividades no relacionadas con la red de transmisión.
El 18 de enero de 2007, “Unión Eléctrica de Canarias, SAU” (Unelco, sociedad dominada al 100% por “Endesa, SA”), presentó un anteproyecto para construir la Central Hidroeléctrica de Bombeo de Chira-Soria.
En ese momento, en el ámbito Europeo el sector eléctrico aparecía regulado en la Directiva 2003/54/CE, cuyo artículo 10 imponía que las empresas que gestionaran redes de transporte de electricidad fueran absolutamente independientes en relación a las actividades de generación, distribución y suministro de electricidad.
La construcción y explotación de una central hidroeléctrica con el objeto de producir y almacenar energía eléctrica entra dentro de los fines de Endesa, empresa dedicada a la generación, distribución y comercialización de dicha forma de energía.
La Ley estatal 17/2007, encomienda a la mercantil “Red Eléctrica de España, SA” la función de operador del sistema y gestor de las redes de transporte en toda España.
En el año 2009 se promulga la Directiva 2009/72/CE, que deroga la anterior Directiva 2003/54/CE, que en su artículo 9, titulado “Separación de la redes de transporte y de los gestores de redes de transporte”, ordena a todos los Estados miembros que a partir del 3 de marzo de 2012:
toda empresa propietaria de una red de transporte actúe como gestor de la red de transporte;
la misma persona o personas no tengan derecho:
i) a ejercer control, de manera directa o indirecta, sobre una empresa que lleve a cabo cualquiera de las funciones de generación o suministro, y a ejercer control, de manera directa o indirecta o a ejercer derechos en un gestor de la red de transporte o en una red de transporte, o
ii) a ejercer control, de manera directa o indirecta, sobre un gestor de la red de transporte o una red de transporte y a ejercer control, de manera directa o indirecta o a ejercer derechos en una empresa que lleve a cabo cualquiera de las funciones de generación o suministro;
En su considerando (10), el Parlamento Europeo y el Consejo, señalan que “Las normas sobre separación jurídica y funcional contempladas en la Directiva 2003/54/CE no ha llevado sin embargo a una separación efectiva de los gestores de redes de transporte. Por consiguiente, en su reunión del 8 y 9 de marzo de 2007, el Consejo Europeo invitó a la Comisión a preparar propuestas legislativas para «la separación efectiva entre las actividades de suministro y generación y la explotación de las redes»” y en el considerando 11 se sigue insistiendo en que la única forma de fomentar una competencia efectiva, evitando conflicto de intereses es la de garantizar la independencia real y efectiva del propietario y gestor de red de cualquier empresa con intereses en la producción y el suministro de electricidad. El artículo 44 prevé el establecimiento de excepciones a lo regulado en la Directiva, que deberán ser solicitadas por los estados miembros, siempre que acrediten que lo dispuesto en la Directiva, plantee importantes problemas de aplicación en pequeñas redes aisladas. España no solicitó ninguna excepción para la aplicación de la Directiva.
El 12 de enero de 2011 se publicó en el Boletín Oficial del Estado, una convocatoria del Consejo Insular de Aguas de Gran Canaria (CIAGC), para otorgar, mediante concurso público, la concesión administrativa del uso de las aguas embalsadas y de las presas de Chira y Soria con fines hidroeléctricos, adjudicándose finalmente la concesión a Unelco/Endesa. El contrato por el que se formaliza dicha concesión no se ha hecho público.
En el año 2013 se promulga la Ley 17/2013, cuyo artículo 5, en clara, evidente y flagrante contradicción con lo establecido en la Directiva 2009/72/CE, establece:
Artículo 5. Titularidad de las instalaciones de bombeo en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.
1. En los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares las instalaciones de bombeo tendrán como finalidades principales la garantía del suministro, la seguridad del sistema y la integración de energías renovables no gestionables. En estos casos, la titularidad de las instalaciones de bombeo deberán corresponder al operador del sistema.
2. En otros supuestos distintos a los contemplados en el apartado anterior, la titularidad de las instalaciones de bombeo corresponderá al que resulte adjudicatario de un procedimiento de concurrencia competitiva convocado en los términos que reglamentariamente se determinen por real decreto del Consejo de Ministros. A tal fin, se solicitará informe a la Comunidad Autónoma o Ciudad Autónoma interesada en cada caso para que, en lo que pudiera afectar al concreto ejercicio de sus competencias, pueda realizar observaciones que se harán constar en la resolución del procedimiento.
Puesto que toda instalación de generación de electricidad, tiene como finalidad, en mayor o menor medida, la de garantizar el suministro eléctrico, el artículo 5 impone obligatoriamente que la titularidad de cualquier instalación de bombeo en los sistemas eléctricos extrapeninsulares, corresponda al operador del sistema, es decir a “Red Eléctrica Española, SAU” (REE), contrariando materialmente lo dispuesto en el artículo 9 de la Directiva 2009/72/CE y formalmente lo dispuesto en su artículo 44, al no haberse solicitado autorización para aplicar alguna de las excepciones previstas.
En su disposición transitoria 2ª se impone a las empresas titulares de alguna concesión de aprovechamiento hidráulico para la construcción de una central de bombeo que aún no se encuentre en funcionamiento, tienen la obligación de transmitir su titularidad al operador del sistema, a cambio de un “precio de compraventa”.
A pesar de que la Central Hidroeléctrica de Chira-Soria (CHChS) había sido adjudicada mediante procedimiento público de concurrencia competitiva a una empresa generadora de electricidad, “Unelco/Endesa”, el 06 de mayo de 2014 se publicó en el BOE, la Orden IET/728/2014 del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, revocando dicha concesión y designando al gestor de red y operador del sistema “REE” como titular de la Central Hidroeléctrica de Chira-Soria, que describe como un sistema de almacenamiento de energía eléctrica e imponiendo a Endesa la obligación de transmitir el proyecto de construcción de la central hidroeléctrica a REE.
El 23 de enero de 2015, “Unelco/Endesa” transmitió a “REE” el proyecto de construcción de la central hidroeléctrica y las concesiones obtenidas a cambio de un precio de 11.200.000,00.-€, contrato que tampoco se ha hecho público, e importe que no figura en el presupuesto de la instalación.
El 17 de julio de 2015, el Consejo Insular de Aguas de Gran Canaria, administración titular de las aguas públicas de la isla de Gran Canaria, refrendó la transmisión del proyecto y de las concesiones.
Desde entonces, y en clara infracción de la normativa europea, REE ha continuado con el desarrollo del proyecto, elaborando diversas reformas del proyecto inicial y solicitando las distintas autorizaciones administrativas preceptivas para la construcción de la CHChS.
El 05 de junio de 2019 se aprueba la nueva Directiva (UE) 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se modifica la Directiva 2012/27/UE.
Su artículo 72 deroga la directiva 2009/72/CE. De la lectura detenida de sus considerandos, se desprende que el principal objetivo de la Directiva es lograr que el mercado de la electricidad sea un mercado interior plenamente abierto que permita a todos los consumidores elegir libremente a sus suministradores, y a todos los suministradores abastecer libremente a sus clientes, buscando la efectiva materialización de las libertades (entre otras, la libre circulación de mercancías, la libertad de establecimiento y la libre prestación de servicios) que el Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea (TFUE) garantiza a los ciudadanos de la Unión, y que para ello es necesario que los gestores de redes no posean, desarrollen, gestionen o exploten instalaciones de almacenamiento de energía.
“Sin una separación efectiva entre las redes y las actividades de generación y suministro («separación efectiva») existe un riesgo intrínseco de discriminación, no solo en la explotación de la red sino también en lo que se refiere a los incentivos de las empresas integradas verticalmente para invertir adecuadamente en sus redes (considerando 67) y que “La separación efectiva solo puede asegurarse mediante la eliminación del incentivo que empuja a las empresas integradas verticalmente a discriminar a sus competidores en lo que se refiere al acceso a la red y a la inversión … (considerando 68).
El artículo 54, regula la “propiedad de las instalaciones de almacenamiento de energía por gestores de redes de transporte”:
1. Los gestores de redes de transporte no poseerán, desarrollarán, gestionarán o explotarán instalaciones de almacenamiento de energía.
2. Como excepción a lo dispuesto en el apartado 1, los Estados miembros podrán autorizar a los gestores de redes de transporte a poseer, desarrollar, gestionar o explotar instalaciones de almacenamiento de energía, cuando sean componentes de red plenamente integrados y las autoridades reguladoras hayan concedido su aprobación, o si se cumplen todas las condiciones siguientes:
a) tras un procedimiento de licitación abierto, transparente y no discriminatorio sujeto a la revisión y aprobación de la autoridad reguladora, no se haya concedido a otras partes el derecho de poseer, desarrollar, gestionar o explotar dichas instalaciones, o no puedan prestar esos servicios a un coste razonable y en tiempo oportuno;
b) dichas instalaciones o servicios auxiliares de no frecuencia sean necesarios para que los gestores de redes de transporte cumplan sus obligaciones en virtud de la presente Directiva con vistas a un funcionamiento eficiente, fiable y seguro de la red de transporte y no sean utilizados para comprar o vender electricidad en los mercados de la electricidad; y
c) la autoridad reguladora haya valorado la necesidad de dicha excepción, haya realizado un examen previo de la aplicabilidad del procedimiento de licitación, incluidas las condiciones de este, y haya concedido su aprobación.
La autoridad reguladora podrá redactar orientaciones o cláusulas de contratación pública para ayudar a los gestores de redes de transporte a garantizar la equidad del procedimiento de licitación.
3. La decisión de conceder una excepción será notificada a la Comisión y a la ACER junto con la información pertinente sobre la solicitud y las razones para la concesión de la excepción.
4. Las autoridades reguladoras realizarán periódicamente o al menos cada cinco años una consulta pública relativa a las instalaciones de almacenamiento de energía existentes con el fin de valorar la disponibilidad y el interés de otras partes en invertir en dichas instalaciones. Cuando la consulta pública, según la evaluación de la autoridad reguladora, indique que otras partes son capaces de poseer, desarrollar, gestionar o explotar tales instalaciones de manera rentable, la autoridad reguladora velará por la supresión progresiva de las actividades de los gestores de redes de transporte en este ámbito en un plazo de dieciocho meses. Como parte de las condiciones de dicho procedimiento, las autoridades reguladoras podrán permitir que los gestores de redes de transporte reciban una compensación razonable, en particular, para recuperar el valor residual de su inversión en las instalaciones de almacenamiento de energía.
5. No se aplicará el apartado 4 a los componentes de red plenamente integrados o durante el período de amortización habitual de las nuevas instalaciones de almacenamiento con baterías para las que se tome una decisión definitiva de inversión hasta 2024, siempre que dichas instalaciones de almacenamiento con baterías:
a) estén conectadas a la red a más tardar en los dos años siguientes a la inversión;
b) estén integradas en la red de transporte;
c) se utilicen exclusivamente para el restablecimiento de inyección de reactiva por seguridad de la red en caso de incidentes en ella, siempre que dicha medida de restablecimiento se inicie inmediatamente y termine cuando la reordenación regular pueda resolver el problema; y
d) no se utilicen para comprar o vender electricidad en los mercados de la electricidad, incluidos los de balance.
“Red Eléctrica de España, SAU” es la operadora del sistema de transporte de energía eléctrica en España y en Canarias, por lo que no puede ser titular de una instalación de almacenamiento de energía. La CHChS no puede considerarse en ningún caso como componente de red plenamente integrado en el sistema eléctrico, tal y como pueden serlo, unos condensadores o unos volantes de inercia (ver considerando 63 de la Directiva) y no solo, no se ha acreditado la necesidad de la instalación, y la inexistencia de iniciativa privada que pueda y pretenda acometer el proyecto, sino que se ha obligado a una empresa generadora de electricidad a renunciar a un proyecto que había promovido y cuya concesión había obtenido en un procedimiento abierto en concurrencia competitiva.
El artículo 66 establece un procedimiento para que los estados miembros puedan solicitar la inaplicación de algunas disposiciones de la Directiva siempre que se den una serie tasada de condiciones.
El artículo 71 establece que la Directiva debe haber sido transpuesta a los ordenamientos nacionales antes del 31 de diciembre de 2020, y hasta el momento, la Directiva no ha sido transpuesta al ordenamiento español.
Ante los evidentes incumplimientos de la normativa comunitaria, el 17 de noviembre de 2020, un ciudadano español formuló ante la Comisión Europea la denuncia CHAP (2020) 3.351 frente al Ministerio para Transición Ecológica y el Reto Demográfico. Al tener conocimiento de la denuncia, el Ministerio, a través de la Dirección General de Política Energética y Minas (DGPEyM), presentó ante la Comisión Europea una solicitud de excepción en la aplicación de diversos artículos de la directiva 2019/944 y del Reglamento 2019/943 (2021_derogation_spain_notification_es.pdf (europa.eu), referencia Ares (2020) 7025421), que en definitiva pretende que se autorice al estado español la inaplicación del artículo 54 de la Directiva 2019/944, pretendiendo subsanar y convalidar de esta forma la evidente infracción a la normativa comunitaria cometida en la Ley 17/2013 y en la asignación de la titularidad de la CHChS al operador del sistema español, Red Eléctrica de España, SAU.
Llaman la atención la falacia de algunos de los argumentos expuestos por el Estado Español en su solicitud:
- Que la Ley 17/2013 impone la titularidad de las instalaciones de almacenamiento en los territorios no peninsulares en favor del gestor red, solo cuando tengan como finalidades principales las de garantizar el suministro, dotar de mayor seguridad al sistema o favorecer la integración en el sistema, de energías renovables no gestionables (páginas 16 y 17 de la Solicitud) y que la incorporación de estas instalaciones de bombeo tiene un muy favorable impacto medioambiental y provocan una reducción de costes en estos sistemas extrapeninsulares (página 17).
Hasta la fecha, y al margen de pomposas declaraciones institucionales, no existe un solo estudio técnico que acredite que la instalación de la central de bombeo sea necesaria, ni siquiera conveniente para garantizar ninguna de las finalidades pregonadas. Todos los estudios y análisis técnicos publicados inciden en que existen otras soluciones más eficaces, más respetuosas con el medio ambiente, y sobre todo, más económicas para los consumidores para dotar de mayor seguridad al sistema, para favorecer la integración en el sistema de energías renovables no gestionables y para reducir los costes de generación de energía en el sistema de Gran Canaria.
Es más, cada vez que al “Autoridad Reguladora” del mercado interior de la electricidad en España, es decir, la “Comisión Nacional del Mercado y de la Competencia” (CNMC), así como el Consejo de Estado, han tenido la oportunidad de pronunciarse, han mostrado claras reticencias sobre la conveniencia de la construcción de la CHChS, tal y como se verá en capítulo aparte.
- Que el mecanismo excepcional de atribución al gestor de red de la titularidad de estos sistemas de almacenamiento, es necesario cuando la iniciativa privada no cubra estas necesidades (página 17).
El Ministerio español intenta confundir a la Comisión Europea ocultando, no solo que la iniciativa privada tenía interés en construir la CHChS, sino que en realidad se ha obligado a la legítima concesionaria del proyecto a renunciar al mismo sino que dictando normas, en contra de lo dispuesto de forma reiterada en distintas Directivas, ha entregado el proyecto al operador del sistema, indemnizando a “Unelco/Endesa” con 11.200.000,00.-€ como coste desproporcionado de un proyecto, que finalmente tendrán que pagar todos los consumidores españoles.
- Que el régimen retributivo de estas instalaciones de bombeo, cuando resulten necesarias, se establecerá conforme se regula en el Real Decreto 738/2015 (página 17).
No existe evidencia alguna sobre los trámites seguidos en algún supuesto procedimiento para establecer la retribución que REE va a percibir por la posible producción eléctrica de la CHChS.
- Que en el procedimiento de establecimiento del régimen retributivo de estas instalaciones, se analizarán las necesidades de cobertura de la demanda, las necesidades de nuevas instalaciones de generación, previendo distintos escenarios de implantación de energías renovables, se señalarán las necesidades de bombeos, y será el Consejo de Ministros quien declarará la necesidad de instalar bombeos a nombre del operador del sistema y será la Ministra quien fijará los criterios de explotación (página 17).
Nada de todo lo señalado ha tenido lugar. Ni se han señalado las necesidades de bombeo, ni el Consejo de Ministros ha declarado la necesidad de que la titularidad de la CHChS corresponda al operador del sistema, ni la Ministra ha fijado los criterios de explotación de la central hidroeléctrica.
La Administración española ha suministrado a la Comisión Europea información sumamente parcial, que puede calificarse sin lugar a dudas, como engañosa, con la intención de que se avalen y subsanen las claras infracciones de la normativa comunitaria incurridas con ocasión de la tramitación del procedimiento administrativo que permitirá que la operadora del sistema, REE disponga de un carísimo sistema de generación y almacenamiento de energía eléctrica, altamente ineficiente, afectando de forma negativa a zonas naturales protegidas, permitiendo que dicha empresa suministre electricidad a los consumidores grancanarios a su entero antojo, con un precio desconocido que finalmente deberán abonar todos los consumidores españoles.
La Comisión Europea aún no se ha pronunciado sobre la autorización de las excepciones solicitadas, por lo que, tanto el artículo 5 de la Ley 17/2013, como la Orden IET/728/2014 como todos los trámites administrativos relacionados con la CHChS sucedidos desde entonces son ilegales, al haber sido dictados contraviniendo lo dispuesto en la normativa comunitaria.
SEGUNDA.- Infracción a la normativa española, en concreto, a lo dispuesto en el artículo 22 de la Ley 39/2015 del Procedimiento Administrativo Común de las Administraciones Públicas
Como hemos visto, la Directiva (UE) 2019/944 aún no ha sido transpuesta al ordenamiento jurídico español, infringiendo el plazo dispuesto para ello y la Comisión Europea no ha aprobado las excepciones a la aplicación de lo dispuesto en dicha Directiva solicitadas por el Estado Español y en consecuencia, la atribución de la CHChS a la operadora del sistema REE, infringe lo dispuesto en dicha norma, debiendo reputarse de ilegal.
Dicho cúmulo de circunstancias no ha sido, desgraciadamente inusual, por ello, existe abundante jurisprudencia, tanto de los tribunales españoles como europeos, sobre la aplicación en el ordenamiento interno de la normativa comunitaria no integrada, e incluso la vigente Ley 39/2015 ha previsto un procedimiento para resolver situaciones en los que pueda existir alguna duda sobre la conformidad del ordenamiento español con el ordenamiento comunitario.
La inclusión del Estado Español en la Unión Europea ha supuesto la integración y la supeditación de los distintos Derechos nacionales al Derecho comunitario, y como consecuencia de ello, el Derecho comunitario tiene primacía sobre los distintos derechos nacionales y son los jueces nacionales quienes deben aplicar el derecho comunitario. En el caso de los Reglamentos comunitarios, los jueces deben aplicarlos de forma inmediata y literal, en el caso de las Directivas, dicha aplicación se produce tras su transposición a los distintos ordenamientos nacionales.
No obstante, para solventar el posible fraude de ley que puede darse en el frecuente supuesto de que las distintas Directivas europeas no son transpuestas a los distintos ordenamientos nacionales en el plazo establecido para ello, la jurisprudencia europea ha desarrollado varios mecanismos para que los jueces nacionales puedan aplicar igualmente lo dispuesto en las Directivas no transpuestas.
En primer lugar, la Directivas comunitarias gozan del conocido doctrinalmente como efecto directo vertical, lo que supone que los ciudadanos pueden reclamar ante los Juzgados ordinarios de cada estado, la aplicación directa de la normativa europea, cuando consideren que los distintos estados lo han infringido en alguna de sus disposiciones o actos administrativos. Puede ocurrir, que la Directiva comunitaria o la disposición nacional no sean lo suficientemente claras como para que no surjan dudas sobre su conformidad con el derecho comunitario, en cuyo caso y si es posible, el juez nacional debe analizar la disposición cuestionada y efectuar una “interpretación conforme” de la misma al derecho comunitario, para de esta forma alcanzar los fines y objetivos previstos por el ordenamiento comunitario. Si tampoco de esta forma, puede determinarse la conformidad de la disposición o acto administrativo interno al ordenamiento comunitario, el juez nacional siempre puede elevar una cuestión prejudicial ante el Tribunal de Justicia de la Unión Europea para que dictamine sobre la cuestión. De esta forma la jurisprudencia europea ha desarrollado un auténtico principio de protección judicial efectiva de los derechos comunitarios de los particulares, confiando su aplicación a los distintos jueces nacionales, que quedan obligados a aplicar el derecho comunitario, cuando los particulares así lo invoquen.
Finalmente y como colofón, por si todo lo anterior no fuera suficiente para salvaguardar la primacía del Derecho comunitario sobre el nacional, el Tribunal de Justicia de la UE ha establecido el principio de responsabilidad del Estado por el incumplimiento del Derecho comunitario, haciendo responsable a los distintos estados de los daños causados a particulares como consecuencia del incumplimiento del Derecho comunitario.
En el presente supuesto, la voluntad de las instituciones europeas es clara y evidente, las entidades designadas como operadores del sistema de transporte eléctrico no pueden ser titulares de instalaciones de generación o de almacenamiento de energía, salvo si se dan unas condiciones muy determinadas que aconsejen autorizar dicha acumulación de actividades, que en Gran Canaria, ni se dan, ni se han intentado acreditar. Por el contrario, el estado español ha hecho caso omiso de dicho mandamiento, otorgando al operador del sistema la titularidad del proyecto de construcción de la CHChS y de la gestión de dicha instalación de generación y almacenamiento de electricidad, expropiando dicha titularidad a una empresa experta tanto en la generación de electricidad como en la gestión de centrales hidroeléctricas en favor de la operadora del sistema, que no tiene experiencia alguna en dichas actividades.
Una vez se han denunciado los incumplimientos cometidos, el estado español, ha solicitado la autorización extemporánea para aplicar varias excepciones a las normas europeas con el fin de subsanar y convalidar todas las actuaciones administrativas realizadas desde 2013 hasta la actualidad.
Pero con ello, se ha cometido otra infracción, esta vez, del ordenamiento español.
El artículo 22 de la Ley 39/2015 del Procedimiento Administrativo Común de las Administraciones Públicas, prevé que se puedan suspender los plazos legales para resolver cualquier procedimiento cuando se dé el siguiente caso:
b) Cuando deba obtenerse un pronunciamiento previo y preceptivo de un órgano de la Unión Europea, por el tiempo que medie entre la petición, que habrá de comunicarse a los interesados, y la notificación del pronunciamiento a la Administración instructora, que también deberá serles comunicada.
c) Cuando exista un procedimiento no finalizado en el ámbito de la Unión Europea que condicione directamente el contenido de la resolución de que se trate, desde que se tenga constancia de su existencia, lo que deberá ser comunicado a los interesados, hasta que se resuelva, lo que también habrá de ser notificado.
El artículo 5 de la Ley 17/2013 y la Orden IET 2.209/2014 son nulos de pleno derecho de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 47.1 e) y f) y 47.2, y en todo caso, anulables conforme dispone el artículo 48.1 de la Ley 39/2015 que regula el Procedimiento Administrativo Común, al ser contrarios a la normativa europea.
Como ya se ha señalado, la DGPEyM, inició el 23 de noviembre de 2020 un procedimiento ante la Comisión Europea solicitando autorización para aplicar distintas excepciones al ordenamiento comunitario en relación a la normativa del sector eléctrico de aplicación a los territorios no peninsulares. En concreto, se solicita la excepción del artículo 54 de la Directiva (UE) 2019/944, justamente la flagrantemente infringida en el otorgamiento de la CHChS a REE.
Sin embargo, el inicio de dicho procedimiento, a solicitud del Estado Español, y que aún no ha concluido, y que condiciona claramente le legalidad del otorgamiento de las distintas autorizaciones administrativas concedidas después noviembre de 2020 a REE, no ha supuesto la suspensión de ninguno los procedimientos ya iniciados, y con absoluta indiferencia a cualquier principio de prudencia, se han iniciado otros procedimientos relacionados con la central hidroeléctrica.
En concreto desde noviembre de 2020, se han sucedido las siguientes actuaciones administrativas:
El 17 de febrero de 2021, REE publicó en el DO/S S33 el anuncio de licitación para otorgar un contrato de ejecución “llave en mano” de obras civiles con riesgo geológico dentro del marco del proyecto de la CHChS, mediante procedimiento negociado sin publicidad.
El 30 de julio de 2021, la Viceconsejería de Lucha contra el Cambio Climático y Transición Ecológica dicto Resolución haciendo pública la Declaración de Impacto Ambiental del proyecto de la CHChS.
El 27 de octubre de 2021, el Consejo Insular de Aguas de Gran Canaria, sometió a información pública la solicitud presentada por REE, de autorización para la ejecución de la estación desaladora para producir el agua con la que se van a llenar las presas vinculadas a la CHChS y para que declare dicha obra de utilidad pública.
El 25 de noviembre de 2021, el Presidente del Gobierno de Canarias aprobó el Decreto 114/2021 acordando la ejecución del proyecto de la CHChS y ordenando a diversas administraciones locales de Gran Canaria la modificación de su planeamiento, para adaptarlo a la central hidroeléctrica.
El 14 de diciembre de 2021, la Dirección General de Energía dictó Resolución concediendo autorización administrativa y declaración de utilidad pública del proyecto de la CHChS.
Todos estos procedimientos debieron haberse suspendido desde el 23 de noviembre de 2020, o no debieron haberse iniciado.
TERCERA.- Incumplimiento de lo dispuesto en informes y circulares de la Autoridad Reguladora y dictámenes del Consejo de Estado
La Directiva 2019/944 define la figura de la Autoridad Reguladora en el sector de la energía eléctrica para cada estado, con representación en el Consejo de Reguladores de la ACER. Dicha autoridad gozará de absoluta independencia de cualquier otra entidad pública o privada, cada uno de los Estados garantizará dicha independencia y la dotará de los medios suficientes para el desempeño de sus funciones, entre las que figuran, según dispone el artículo 59 y ss.:
a) establecer o aprobar, de conformidad con criterios transparentes, las tarifas de transporte o distribución o sus metodologías o las dos cosas;
b) asegurar el cumplimiento por los gestores de las redes de transporte y los gestores de las redes de distribución, … , de las obligaciones impuestas en virtud de la presente Directiva, el Reglamento (UE) 2019/943, los códigos de red y las directrices adoptados en virtud de los artículos 59, 60 y 61 del Reglamento (UE) 2019/943, y cualquier otra disposición aplicable del Derecho de la Unión, incluso en lo que se refiere a cuestiones transfronterizas, así como de las decisiones de la ACER;
j) velar por que no haya subvenciones cruzadas entre las actividades de suministro, transporte y distribución u otras actividades eléctricas y no eléctricas;
k) controlar los planes de inversión de los gestores de redes de transporte, y presentar en su informe anual una evaluación del plan de inversiones de los gestores de redes de transporte en lo que se refiere a su adecuación al plan de desarrollo de la red en el conjunto de la Unión, dicha evaluación podrá incluir recomendaciones para modificar esos planes de inversión;
l) controlar y evaluar la prestación de los gestores de redes de transporte y de los gestores de redes de distribución en relación con el desarrollo de una red inteligente que promueva la eficiencia energética y la integración de energía procedente de fuentes renovables, basándose en un conjunto limitado de indicadores, y publicar un informe nacional cada dos años, que incluya recomendaciones;
v) controlar las inversiones en capacidad de generación y almacenamiento en relación con la seguridad de suministro;
La Ley española 34/1988 designó a la Comisión Nacional de Energía como ente regulador de los sistemas energéticos españoles. La Ley 3/2013 creó la Comisión Nacional del Mercado y la Competencia en la que se integraron diversas autoridades reguladoras, entre ellas la de la energía, por lo que actualmente, la autoridad reguladora española del mercado de la energía la ostenta la Comisión Nacional del Mercado y la Competencia (CNMC), que asume potestades normativas de acuerdo a lo establecido en el título II de su ley de creación y las atribuciones contenidas en diversas normas sectoriales. El artículo 7 en concreto, atribuye a la CNMC la potestad de regular numerosos aspectos del sector eléctrico mediante circulares y dicha atribución, derivada de la modificación de la Ley 3/2013 efectuada por la Ley 1/2019 viene provocada por el dictamen de la Comisión Europea recogiendo el incumplimiento del Estado Español de las reglas recogidas en las Directivas 2009/72 y 73/CE.
Cuando las circulares de la CNMC, con rango normativo equivalente al de disposiciones reglamentarias, desarrollan normas de rango legal o transponen o ejecutan derecho comunitario, de conformidad al artículo 22 de la Ley Orgánica del Consejo de Estado, es obligatorio recabar el preceptivo informe al Consejo de Estado.
Como ejemplo de textos normativos sectoriales que establecen la potestad normativa de la CNMC tenemos la Ley 17/2013, la que impone la titularidad de la CHChS a REE, que en su artículo 2 establece que el establecimiento de un régimen retributivo adicional a la actividad de producción eléctrica en los territorios insulares y extrapeninsulares requerirá en todo caso un informe de la CNMC.
Por ello, la anterior Comisión Nacional de Energía, la actual CNMC o el Consejo de Estado han emitido diversos informes y dictámenes en el que han valorado la utilidad y conveniencia de las centrales hidroeléctricas reversibles o de bombeo.
I.- Informe 21/2013 de la Comisión Nacional de Energía
El Informe 21/2013 de la Comisión Nacional de Energía se elabora en relación al proyecto de Real Decreto por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios peninsulares, y puso de manifiesto, entre otras cuestiones:
Conflicto de intereses del Operador del Sistema, Red Eléctrica de España S.A.U.
La Comisión Nacional de Energía considera que, en principio, podrían concurrir determinados conflictos de intereses entre las actividades del Operador del Sistema (OS) y su papel como transportista único y titular además de las unidades de bombeo:
En concreto, se señalan los siguientes:
El OS establece el orden de mérito económico y su modificación por razones de seguridad; se pondría en cuestión su objetividad, por ejemplo, a la hora de evaluar los servicios suministrados por las centrales de bombeo, o en la determinación de las horas en que han de ser despachadas.
El OS asume en los sistemas eléctricos no peninsulares las restantes funciones del operador del mercado, en cuanto realiza, entre otros, la liquidación y comunicación de los pagos y cobros a los agentes, así como el cálculo del coste individual de cada instalación de generación; son tareas, aunque tasadas, que deberían ser ejercidas por un agente independiente, ajeno a la actividad de producción.
El OS propone nuevos Procedimientos de Operación (POs) o modificaciones a los existentes; esta labor se vería dificultada en la medida en que los POs imponen obligaciones a los grupos de generación y condicionan su funcionamiento.
El OS controla la disponibilidad de las plantas, que a su vez determina el derecho a percibir el coste fijo estándar, denominado garantía de potencia; además, debería declarar(se) –a sí mismo– su indisponibilidad, dar(se) órdenes de arranque y, en su caso, aplicar(se) la correspondiente penalización.
El OS, además de ser responsable de la planificación de las nuevas infraestructuras de red, tendría un papel decisivo en el proceso de desarrollo de la generación, calculando la reserva de cada sistema, proponiendo la construcción y tecnología preferente de los nuevos grupos con derecho de retribución adicional y concediendo a los mismos el acceso a la red de transporte.
El OS debe proponer la potencia necesaria máxima, la necesidad de nueva potencia e informar las condiciones de los nuevos generadores para que obtengan la resolución de compatibilidad que les da derecho a percibir la retribución adicional. Lo anterior no podría ser asumible si el OS tuviera carácter de generador con intereses similares a los de la nueva capacidad que informa.
Conveniencia o no de centrales de bombeo
Como consecuencia de la penetración de renovables no gestionables, debe analizarse en la planificación la conveniencia o no de abordar proyectos de interconexión submarina entre islas e instalaciones de bombeo, dados los elevados costes de estas instalaciones, en tanto se encuentren operativos los actuales grupos de generación que pueden servir como respaldo o “back up”, para permitir la penetración de una gran cantidad de fuentes de energía renovables, sin incrementar los costes. Adicionalmente, también cabría la posibilidad de analizar la utilización de los vertidos de las instalaciones renovables (en su caso, con la consiguiente compensación económica) para incrementar aún más la cuota de renovables frente a la alternativa, en principio más costosa, de instalar bombeos. Debe subrayarse que el carácter invariablemente singular de bombeos e interconexiones submarinas exige el refuerzo de la cautela regulatoria en el análisis coste-beneficio de dichas instalaciones; el presupuesto que sirva de referencia para emitir la correspondiente autorización debiera revestir carácter vinculante, y se recomienda que posibles desvíos ulteriores respecto al mismo sean soportados por el adjudicatario en una proporción predeterminada, no recayendo la totalidad de los mismos sobre el consumidor final.
El presupuesto de una sola instalación de bombeo o de una sola interconexión, cuyo principal objetivo declarado es permitir la integración de un mayor volumen de renovables, puede ser suficiente para indemnizar un volumen muy significativo de vertidos durante toda la vida económica de las instalaciones de producción económicamente más competitivas. Adicionalmente, debe tenerse presente que, a medida que mejore: 1) la capacidad de gestión de la demanda, en particular mediante la generalización de los contadores electrónicos y la transmisión a los consumidores de la señal de precio del despacho, y 2) la precisión de los modelos de previsión de generación renovable, menor será la necesidad de recurrir a los vertidos, que se pagan a medida que se producen, en tanto que el coste de inversión de bombeos y cables es, desde mucho antes de comenzar su explotación, un coste hundido.
Considerando todo lo expuesto se puede concluir:
Son manifiestas las reticencias que la Comisión Nacional de la Energía tenía respecto a la ejecución de la Central Hidroeléctrica Chira-Soria: por el conflicto de intereses de Red Eléctrica de España en el ejercicio de sus funciones, así como por la conveniencia o no de la implantación de estas tecnologías. Ni se ha realizado un análisis coste-beneficio para valorar los costes que conlleva la implantación de una tecnología frente a otras y los beneficios que puedan suponer, ni un análisis de coste-eficiencia para tratar de analizar cuáles son los mejores medios tecnológicos para lograr unos fines.
A pesar de ello, las distintas administraciones involucrados han hecho caso omiso a dichas consideraciones, continuando con un proyecto reprobable desde cualquier punto de vista en el que se analice.
II.- Informes sobre el anteproyecto de Ley de Cambio Climático y Transición Energética. IPN/CNMC/004/20
Con motivo del anteproyecto de Ley de Cambio Climático y Transición Energética, la CNMC elaboró el informe IPN/CNMC/004/20, y que puso de manifiesto, entre otras cuestiones:
En el apartado II.2.10 relativo a Disposición final primera. Sobre la titularidad de las instalaciones de almacenamiento por parte de los gestores de redes
La disposición final primera del anteproyecto prevé la creación de dos nuevos sujetos del sistema eléctrico, mediante la adición de sendos guiones al apartado 1 del artículo 6 de la LSE, a saber: los titulares de instalaciones de almacenamiento y los agregadores de demanda. Define los primeros como aquellas «[…] personas físicas o jurídicas que poseen instalaciones en las que se difiere el uso final de electricidad a un momento posterior a cuando fue generada, o que realizan la conversión de energía eléctrica en una forma de energía que se pueda almacenar para la subsiguiente reconversión de dicha energía en energía eléctrica.» Y añade, a continuación: «Todo ello sin perjuicio de la posibilidad de que los sujetos productores, consumidores o titulares de redes de transporte y distribución puedan poseer este tipo de instalaciones sin perder su condición.»
Se valora positivamente la creación de esta última figura, ya que favorece la adaptación de la normativa a la nueva realidad tecnológica que está viviendo el sector energético, especialmente en materia de instalaciones de almacenamiento de energía de pequeña escala (baterías, volantes de inercia, etc.), puesto que las tecnologías maduras de media y gran escala, como el bombeo hidráulico, ya estarían actualmente contempladas en la regulación, si bien asimiladas a las instalaciones de generación a todos los efectos. Sin perjuicio de dicha valoración positiva, conviene introducir el siguiente inciso en el precepto: «los gestores de redes de transporte y distribución no poseerán, desarrollarán, gestionarán o explotarán instalaciones de almacenamiento de energía», de acuerdo con lo establecido en los artículos 36.1 y 54.1 de la Directiva (UE) 2019/944.
De esta forma, puede aprovecharse para transponer lo previsto en los dichos artículos 36 y 54 de la Directiva (UE) 2019/944, en cuanto a que los gestores de redes de distribución o de transporte no poseerán, desarrollarán, gestionarán o explotarán instalaciones de almacenamiento de energía, salvo que se autoricen debidamente las posibles excepciones a esta prohibición general, según los requisitos y bajo las condiciones que allí se recogen. Así, y puesto que la titularidad de las instalaciones de almacenamiento podría llegar a recaer excepcionalmente en los gestores de las redes de transporte o de distribución, se recomienda que el anteproyecto salvaguarde la obligación de objeto exclusivo que establece el artículo 12.1 (`Separación de actividades’) de la LSE y la Directiva 2009/72/CE38, esto es, deberá asegurarse el cumplimiento del principio de separación entre actividades reguladas y liberalizadas de electricidad con objeto de garantizar los criterios de independencia previstos en dicho artículo.
Esta es la literalidad del artículo 54.2; el 36.2 es análogo, pero referido a los gestores de redes de distribución, en lugar de a los de transporte:
«2. Como excepción a lo dispuesto en el apartado 1, los Estados miembros podrán autorizar a los gestores de redes de transporte a poseer, desarrollar, gestionar o explotar instalaciones de almacenamiento de energía, cuando sean componentes de red plenamente integrados y las autoridades reguladoras hayan concedido su aprobación, o si se cumplen todas las condiciones siguientes:
a) tras un procedimiento de licitación abierto, transparente y no discriminatorio […], no se haya concedido a otras partes el derecho de poseer, desarrollar, gestionar o explotar dichas instalaciones, o no puedan prestar esos servicios a un coste razonable y en tiempo oportuno;
b) dichas instalaciones o servicios auxiliares de no frecuencia sean necesarios para que los gestores de redes de transporte cumplan sus obligaciones […] y no sean utilizados para comprar o vender electricidad en los mercados de la electricidad; y
c) la autoridad reguladora haya valorado la necesidad de dicha excepción, […] y haya concedido su aprobación. […]».
III.- Dictamen del Consejo de Estado 204/2020
Por otro lado, la Comisión Permanente del Consejo de Estado, en sesión celebrada el 12/03/2020, emitió por unanimidad dictamen en cumplimiento de la Orden de V.E de 3 de marzo de 2020. El Consejo de Estado ha examinado el expediente relativo al anteproyecto de Ley de Cambio Climático y Transición Energética.
Se extrae lo relativo a la disposición final primera:
La disposición final primera modifica la Ley del Sector Eléctrico con la finalidad de incluir la regulación del almacenamiento y de los agregadores de demanda, transponiendo con ello parcialmente la Directiva (UE) 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad, y por la que se modifica la Directiva 2012/27/UE.
En particular, se contempla la posibilidad de que los titulares de redes de transporte y distribución puedan ser titulares de instalaciones de almacenamiento sin perder su condición de transportista o distribuidor. No cabe ignorar, sin embargo, que los artículos 36 y 54 de dicha directiva establecen determinados límites para que los gestores de distribución y transporte puedan ser titulares de dichas instalaciones; así lo refleja el apartado 1 del artículo 36 cuando establece como principio, que luego excepciona en determinados casos, que "los gestores de redes de distribución no poseerán, desarrollarán, gestionarán o explotarán instalaciones de almacenamiento de energía" (en análogo sentido, respecto a las instalaciones de transporte, el artículo 54). Si bien no se ignora que la transposición de la Directiva es meramente parcial, por lo que deberá ser completada reglamentariamente, sería conveniente que se recogiera en la modificación que se hace del artículo 6 de la Ley del Sector Eléctrico una referencia explícita al desarrollo reglamentario, de forma análoga a la siguiente: "los titulares de redes de transporte y distribución podrán ser titulares de este tipo de instalaciones en los términos que se establezcan reglamentariamente", u otra semejante. De otro modo, cabría interpretar que se produce una contradicción del precepto legal (artículo 6 de la Ley del Sector Eléctrico) y la Directiva.
Por último, una vez publicada la Ley 7/2021, de 20 de mayo, de Cambio Climático y Transición Ecológica la disposición final primera no realizó transposición literal del artículo 36 y 54 que proponía la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, ni se reguló en los términos que proponía el Comité Permanente del Consejo de Estado.
Considerando todo lo expuesto se puede concluir:
No se ha traspuesto al ordenamiento jurídico español los artículos 36 y 54 de la Directiva UE 944/2019 de normas comunes sobre el mercado interior de la electricidad.
La Central Hidroeléctrica de Bombeo Chira-Soria cuya titularidad es de Red Eléctrica de España no cumple con las condiciones a), b), c) previstas en el artículo 36.1 y 54.1 para conceder excepción y poder así ostentar la titularidad:
No hubo concurrencia competitiva se realizó conforme a Disposición Segunda de la Ley 17/2013, de 29 de octubre, para la garantía del suministro e incremento de la competencia en los sistemas eléctricos y extrapeninsulares.
IV.- Dictamen del Consejo de Estado 381/2015
La Comisión Permanente del Consejo de Estado, en sesión celebrada el 7/05/2015, emitió por unanimidad dictamen en cumplimiento de la Orden de V.E de 16 de abril de 2015, el Consejo de Estado ha examinado el expediente relativo al proyecto Real Decreto por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares.
Se extrae lo establecido en el apartado VII.5 Tratamiento de las instalaciones de bombeo:
“Otra de las cuestiones a la que se ha prestado especial atención durante la tramitación del expediente es la relativa al régimen jurídico y económico de las instalaciones de bombeo.
De nuevo, el aspecto que ha centrado las objeciones formuladas en audiencia, a saber, la titularidad de dichas instalaciones a favor del operador del sistema ha sido plasmado en una norma de rango legal, sobre cuya pertinencia no procede emitir ahora juicio alguno. En efecto, de acuerdo con el artículo 5 de la Ley 17/2013, de 29 de octubre, en los SENP las instalaciones de bombeo tendrán como finalidades principales la garantía del suministro, la seguridad del sistema y la integración de energías renovables no gestionables, en cuyo caso la titularidad de las instalaciones de bombeo deberá corresponder al operador del sistema. A estos efectos, la disposición transitoria segunda prevé que el Ministro de Industria, Energía y Turismo dicte una orden por la que se imponga a la empresa titular de estas instalaciones la obligación de transmitirlas al operador del sistema en el plazo máximo de seis meses desde su publicación en el BOE, para lo que se insta a las partes a fijar el precio de la compraventa de común acuerdo o, en defecto de pacto, se prevé la intervención de un árbitro independiente nombrado por la CNMC.
Dilucidada a nivel legal la cuestión de la titularidad se ha planteado cuál debe ser el régimen jurídico y económico al que queden sometidas las instalaciones de referencia. El Título VII del proyecto parte de la consideración a todos los efectos de estas instalaciones como activos pertenecientes a la actividad de operación del sistema, por lo que no se inscribirán en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica y a su producción no le serán de aplicación los peajes de generación. La energía correspondiente a estas instalaciones se integrará como un servicio de ajuste por garantía de suministro y seguridad en cada sistema y será retribuida, previa solicitud del operador del sistema acompañada de la auditoría sobre la inversión realizada, a través del régimen adicional.
Sobre estas previsiones ha expresado sus dudas la CNMC. En particular, las dudas atañen tanto a la consideración de las instalaciones de bombeo que sean titularidad del operador del sistema como elementos de operación del sistema, en lugar de como activos de generación, como a las consecuencias que pudiera tener dicha titularidad en cuanto al estatus de REE como gestor de la red de transporte de electricidad, de conformidad con la Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad, hoy incorporada al ordenamiento español mediante la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.
Al pronunciarse sobre la cuestión, la CNMC, que ha certificado la consideración de REE como gestor de la red de transporte de electricidad, de acuerdo con la citada Directiva 2009/72/CE, al estimar satisfechas las exigencias de separación de actividades (véase la resolución emitida al respecto por la entonces CNE el 19 de julio de 2012 y publicada en el BOE de 21 de agosto siguiente), ha añadido que, a petición de la Secretaría de Estado de Energía, evacuó el 18 de julio de 2014 un informe en el que confirmaba el mantenimiento por parte de REE de los requisitos de separación de actividades establecidos en el artículo 30.1 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, si bien remitía a un futuro análisis la valoración del impacto que en esta conclusión pudiera tener la asunción por dicha sociedad de la titularidad de los bombeos, cuando llegara a producirse y en atención a las condiciones en que desarrollase esta actividad.
Comparte el Consejo de Estado las dudas manifestadas por la CNMC. Estas dudas atañen, no a la titularidad a favor del operador del sistema de las instalaciones de bombeo para garantía del suministro, seguridad del sistema o integración de energía renovables, titularidad que ha sido prevista a nivel legal, sino al régimen jurídico y económico al que tales instalaciones deben ser sometidas con el fin de preservar la separación de actividades. En este sentido, la amenaza para la independencia del gestor de la red de transporte ligada a la titularidad de instalaciones de bombeo no es simplemente de nomen iuris ni puede ser afrontada tan solo mediante la consideración normativa de tales instalaciones como elementos de operación del sistema, para evitar que sean calificadas como activos de producción eléctrica. Mayor virtualidad a estos efectos tiene la previsión que integra la energía correspondiente a estas instalaciones como un servicio de ajuste por garantía de suministro y seguridad en cada sistema, de lo que debe colegirse que dicha energía no podrá participar en el despacho ordinario de producción, sino para adecuarlo a los requisitos de calidad, fiabilidad y seguridad del sistema eléctrico. Es de lamentar, por lo demás, que la CNMC no haya concretado las condiciones adicionales mediante las que cabría salvaguardar la independencia del operador del sistema en su labor de gestor de la red de transporte de electricidad.
Es importante, por todo ello, que se reflexione acerca de los posibles mecanismos de control que pueden implantarse para la garantía de la separación de actividades, particularmente en lo que se refiere a la prestación de servicios de ajuste por las instalaciones de bombeo. En otras palabras, considerando que la necesidad de acudir a estos servicios depende de la decisión del operador del sistema, esta decisión no debe estar influida por los intereses económicos ligados a la explotación de dichas instalaciones, en garantía de lo cual sería oportuno establecer controles a priori o a posteriori, incluso por la propia REE.
En la misma línea, dado que, corresponde al operador del sistema detectar la necesidad de instalar bombeos en un sistema eléctrico aislado por garantía del suministro, seguridad del sistema o integración de energías renovables no gestionables, lo que determina la incoación de un procedimiento dirigido a atribuir a la misma entidad la titularidad de la instalación correspondiente, es preciso que dicha solicitud, que habrá de ser informada por la CNMC y la Comunidad Autónoma o Ciudad afectada, sea valorada recabando y analizando todos los datos disponibles. Incluso cabría plantear la exigencia de que el impulso de esta iniciativa viniera precedido de la ponderación de su oportunidad por parte del organismo supervisor.
Considerando todo lo expuesto, se puede concluir:
Objeciones formuladas en audiencia por los interesados y la Comisión Nacional de Mercados y la Competencia con relación a que la titularidad de las instalaciones de bombeo haya sido asignada, de forma antijurídica, a Red Eléctrica de España.
Dudas de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y del Consejo de Estado acerca de la consideración de las instalaciones de bombeo que sean titularidad del operador del sistema como elementos de operación del sistema, en lugar de activos de generación. No se ha establecido régimen jurídico y económico de las instalaciones de bombeo.
Asimismo, las consecuencias que puede tener dicha titularidad en cuanto al estatus de Red Eléctrica de España como gestor de la red de transporte de electricidad de conformidad con las normas comunes del mercado interior de la electricidad de la Unión Europea. No hay garantías de separación de actividades.
No se ha realizado un análisis de la valoración del impacto que pudiera tener la asunción por dicha sociedad de la titularidad de los bombeos, ni se han establecido controles a priori ni a posteriori.
Ni se ha incoado un procedimiento en el que se informe a la CNMC sobre la procedencia de las instalaciones de bombeo, o inclusive, ni se ha solicitado informe sobre la necesidad de instalar sistemas de almacenamiento por bombeo.
La CNE o la CNMC no han emitido informe acerca de la Ley 17/2013, y tampoco se han pronunciado sobre la Central Hidroeléctrica de Bombeo Chira-Soria, considerando que además de las reticencias mostradas en general sobre la conveniencia de las instalaciones de bombeo, habría que añadir las del coste de producción del agua desalinizada necesaria para llenar las presas.
No obstante, tal y como se ha puesto de manifiesto, la Comisión Europea tiene un procedimiento abierto y aún no se dispone de su Decisión.
Ninguna de las recomendaciones, ni las planteadas por la CNMC, ni por el Consejo de Estado, han sido tenidas en cuenta.
Atendiendo lo expuesto, y dado que no han existido desarrollos normativos posteriores que clarificaran las conclusiones anteriores, resulta llamativo que no se tuviese en cuenta el principio de prudencia, y antes de aprobar la ejecución de Central Hidroeléctrica Chira-Soria (Decreto 114/2021 del Presidente del Gobierno de Canarias) y conceder derechos a Red Eléctrica de España por 50 años ampliable a 75 años (Resolución 1684/2021 de la Dirección General de Energía del Gobierno de Canarias); se elevara a las administraciones y organismos competentes tales cuestiones que son determinantes y de envergadura para garantizar el correcto funcionamiento del sistema eléctrico canario.
CUARTA.- Inviabilidad técnica de la instalación aprobada a los fines pretendidos
En toda la normativa aprobada por las distintas administraciones empeñadas en aprobar el proyecto, así como en la onerosa propaganda institucional, se pretende justificar la bondad de la instalación, argumentando que la implantación de las centrales de bombeo son necesarias para garantizar la estabilidad y seguridad del sistema eléctrico de Gran Canaria, para facilitar la integración de energías renovables y para abaratar el coste de generación de energía.
Ninguna de estas aseveraciones es cierta y de hecho, no se ha aportado ningún estudio que avale técnicamente dichas conclusiones. En cambio son numerosos los estudios técnicos independientes que desestiman la construcción de dichas instalaciones, y eso, sin tener en cuenta que la instalación tiene que funcionar con agua desalinizada.
Para reflejo de la ausencia de estudio de alternativas, basta con echar un vistazo a una reciente publicación realizada por la prestigiosa consultora Deloitte, denominada “Los Territorios No Peninsulares 100% descarbonizados en 2040: la vanguardia de la transición energética en España 21”. En esta publicación, se defiende la conveniencia de que Canarias, apueste por los almacenamientos electroquímicos frente a los bombeos, justificándolo en bastantes razones, y siendo una de ellas, el menor coste de los mismos, que se consolidará en el tiempo. Se cita lo siguiente en el estudio:
•El almacenamiento con baterías presenta ventajas frente al bombeo en Canarias, por lo que debería ser la opción prioritaria:
– Para el año 2025-2030, se estima que las baterías sean más competitivas en coste que el bombeo para cualquier régimen de funcionamiento, y actualmente ya lo son en un régimen de carga descarga diario.
– Los sistemas de baterías permiten una instalación modular, es decir, se puede instalar la capacidad necesaria justa en cada subsistema, sin depender de las condiciones físicas del territorio.
– El bombeo requiere una ocupación de terreno muy superior a las baterías: 1 GWh de capacidad de almacenamiento en baterías ocuparía aproximadamente una ha de terreno, mientras esa misma capacidad en un sistema de bombeo requiere 50 veces más.
– Las baterías son capaces de devolver a la red el ~90% de la energía eléctrica capturada, mientras que en el bombeo solo es capaz de devolver el ~50%, debido a las pérdidas en el proceso de bombeo y turbinado posterior. No se tiene en cuenta las pérdidas en la desalinización y bombeo hasta la presa inferior.
Fruto de estas conclusiones, otras islas del mundo con sistemas eléctricos con condiciones similares, están optando por esta vía. Llamativo resulta el caso del archipiélago de Hawái. Cuentan con algunas de las estaciones meteorológicas con mayor pluviometría anual, con ríos permanentes y con orografías que a priori, favorecerían la instalación de sistemas de bombeo, sin embargo, y de acuerdo a la información facilitada por el operador del sistema eléctrico hawaiano, “Hawaiian Electric”, todos los nuevos proyectos de energías renovables en las islas llevan aparejados almacenamientos electroquímicos, y con cifras en cuanto a almacenamiento y potencia de escalas considerables, por ejemplo, el proyecto denominado “Kapolei Energy Storage”, tiene previsto una potencia de 185 MW y un almacenamiento de 565 MWh.
En la isla de Oahu, con prácticamente la misma superficie que Gran Canaria y con una demanda eléctrica en torno a los 7.500 GWh, los proyectos de almacenamiento en su conjunto, equivalen a una potencia de 459 MW y un almacenamiento de 1.753 MWh.
No obstante, en Canarias, el operador REE no debe ver tales ventajas en estos sistemas, y solo está interesado en promover los bombeos, casualmente la tecnología para la que actualmente la ley le reconoce la titularidad. Por otro lado, REE es el responsable de planificar las interconexiones entre islas, interconexiones que facilitan la penetración de EERR y abaratan los costes de los sistemas, disminuyendo a su vez las necesidades de almacenamiento, almacenamiento más fácil de justificar en sistemas aislados.
En el informe publicado en 2019 con título “Flexibility in conventional power plants” (“Flexibilización en centrales térmicas convencionales”), la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), recomienda que la medida principal para garantizar la seguridad del suministro, la estabilidad de la red y la integración de las energías renovables en la fase de transición energética actual debe ser la flexibilización de las centrales térmicas. Esto significa la optimización de la integración directa de las energías renovables en la red.
A tal efecto, en el citado informe, IRENA da ejemplos variados y actuales de cómo países como Alemania, India, China, Dinamarca, Texas (EE.UU.) y Australia (pg. 15) han optado por flexibilizar sus centrales térmicas para adaptarlas a la variabilidad de las energías renovables y optimizar su integración directa en la red, lo que permite una eficiencia energética de casi el 100% y una notabilísima reducción de costes en la provisión de combustibles fósiles, a la par que la consiguiente reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. Desde 2019, el número de lugares en el mundo que opta por esta solución va en escalada. Países y territorios como Senegal, Oahu (Hawai, EE.UU.), Malta, Oregón (EE.UU.), Reino Unido, Francia, Isla Graciosa (Azores), etc., han flexibilizado y optimizado sus centrales térmicas. Incluso el Aeropuerto de Madrid-Barajas ha optado por flexibilizar su central térmica asociada.
El obstáculo principal para la integración directa de las energías renovables en Gran Canaria son los grupos de generación de ciclos combinados en la Central Térmica de San Bartolomé de Tirajana (Juan Grande). Estos dos grupos, que han sido muy útiles y eficientes para garantizar la seguridad del suministro eléctrico en la era de los combustibles fósiles, representan ahora una barrera para la integración de las energías renovables. Esto se debe a su inflexibilidad para responder con celeridad a los cambios bruscos de sol y viento dado su largo proceso de encendido, que conlleva varias horas hasta alcanzar su rendimiento óptimo.
La flexibilización recomendada por IRENA da respuesta a este problema mediante la sustitución de los enormes y obsoletos ciclos combinados por varios grupos de generación de menores dimensiones y potencia de última generación, alimentados con diésel y articulados modularmente. Estos grupos tienen unos ratios de rampa (tiempo de encendido) de entre dos y seis minutos hasta alcanzar su rendimiento óptimo y van asociados a baterías (electrónica de potencia) para dar respaldo a la red durante esos 2-6 minutos. La velocidad de respuesta tanto de las baterías de respaldo como de los grupos de generación de pequeñas dimensiones es muy superior a la derivada de la turbinación hidroeléctrica, por lo que en este sentido, esta solución aportaría unas garantías de seguridad del suministro y estabilidad de la red superiores a la de una central hidroeléctrica. De tal manera, los grupos se pueden apagar y encender individualmente acorde a las fluctuaciones del sol y del viento sin perjudicar a la estabilidad de la red eléctrica. Estos grupos además vienen ya preparados para ser adaptados al hidrógeno verde.
Actualmente, la cuota de renovables en la red en Gran Canaria es de un 20% aprox. Con Chira-Soria se podría alcanzar un 51% una vez la central entre en funcionamiento en 2027-2030. Sin embargo, si se optara por la flexibilización de las centrales térmicas tal cual recomienda IRENA, en dos años Gran Canaria pasaría de un 20 a un 60-65% de integración de energías renovables en la red sin necesidad de almacenamiento. Los costes de implementación de esta tecnología (ver OSEAM, Calero et al) son inferiores a la inversión total requerida por la central hidroeléctrica de Chira-Soria y se recuperarían rápidamente debido a que el incremento inmediato y exponencial de la integración de renovables en la red produciría un ahorro notabilísimo en los costes de provisión de combustibles fósiles.
Además, con el fin de alcanzar la integración del 100% de energías renovables, y una vez realizados todos los esfuerzos por integrar la mayor cuota de renovables en la red, los almacenamientos necesarios deben estar ajustados estrictamente a los requerimientos del sistema y han de tener capacidad intrasemanal para responder a las ausencias prolongadas de viento y sol. La Central Hidroeléctrica de doble bombeo reversible Chira-Soria no tiene siquiera capacidad intradiaria, pues su autonomía total no llega a las 16 horas, por lo que no respondería en un futuro próximo ni lejano a las exigencias requeridas para alcanzar la autosuficiencia energética.
En toda planificación energética rigurosa, los sistemas de almacenamiento se diseñan como fase final de un minucioso proceso de análisis y estudio que aborde la integración máxima de las energías renovables directamente en la red eléctrica. Esto es debido a que los sistemas de almacenamiento son muy costosos y sufren de pérdidas de energía (ineficiencia). En el caso de Gran Canaria, esto se está haciendo a la inversa, lo que se traduce en una actuación insolidaria con el resto del Estado, ya que las inversiones en infraestructuras eléctricas las financia el sistema eléctrico nacional. Es exigible por tanto que una vez analizadas las cuestiones técnicas de las diferentes alternativas, se opte por aquella que resulte menos costosa para el sistema eléctrico.
Por todo lo expuesto, se demuestra que existen a priori maneras más económicas, rápidas de implementar, sostenibles, territorialmente respetuosas y que aportan mayor seguridad de suministro y estabilidad a la red, así como un salto exponencial y casi inmediato de la integración de las energías renovables en la red que la solución impuesta de la central hidroeléctrica de bombeo reversible de Chira-Soria.
QUINTA.- Infracción de lo dispuesto en la Declaración Ambiental Estratégica del Plan Nacional de Energía y Clima.
Advertimos que la Declaración de Impacto Ambiental de la Central Hidroeléctrica Chira-Soria omite lo dispuesto en la Resolución de 30 de diciembre de 2020, de la Dirección General de Calidad y Evaluación Ambiental del Ministerio para la Transición Ecológica, por la que se formula Declaración Ambiental Estratégica del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (BOE núm. 9, de 11 de enero de 2021).
El Reglamento (UE) 2018/1999 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 11 de diciembre 2018, sobre la gobernanza de la Unión de la Energía y de la Acción por el Clima exige a los Estados Miembros que elaboren un Plan Nacional de Energía y Clima para el período 2021-2030. El PNIEC es el instrumento de planificación propuesto por el Gobierno de España para cumplir con los objetivos y metas de la Unión Europea en el marco de la política energética y climática, se aprobó mediante Resolución de 25 de marzo de 2021, conjunta de la Dirección General de Política Energética y Minas y de la Oficina Española de Cambio Climático, por la que se publica el Acuerdo del Consejo de Ministros de 16 de marzo de 2021, por la que se adopta la versión final del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (BOE núm. 77, de 31 de marzo de 2021). El proyecto CH Bombeo Chira-Soria se enmarca en la medida 1.12 “Proyectos singulares y estrategia para la energía sostenible en las Islas Canarias”.
El Plan Nacional de Energía y Clima 2021-2030 es el marco para la futura autorización de proyectos legalmente sometidos a evaluación de impacto ambiental, así como de otros planes y programas a nivel estatal y autonómico.
A este respecto, la Declaración Ambiental Estratégica del Plan Nacional de Energía y Clima, en el apartado referido a la planificación hidrológica y protección del medio hídrico establece que la implantación de sistemas de almacenamiento con tecnología de bombeo hidráulico, se realizarán de acuerdo con los correspondientes planes hidrológicos de cuenca y siempre considerando la viabilidad ambiental de los proyectos, se situarán fuera de Red Natura 2000 espacios protegidos, así como otra <zona protegida>. Atendiendo lo dispuesto, no procede autorización por los siguientes motivos:
El proyecto no resulta compatible con el plan hidrológico. Los planes hidrológicos se insertan en el marco normativo de la política de aguas de la Unión Europea, definido en la Directiva 2000/60/CE. Es el instrumento que permite alcanzar los objetivos de la planificación hidrológica que, de acuerdo con el artículo 20 de la Ley 12/1990, de 26 de julio, de Aguas, son conseguir el buen estado y la adecuada protección del dominio público hidráulico y de las aguas, la satisfacción de las demandas de agua y alcanzar el equilibrio y armonización del desarrollo regional y sectorial, incrementando la disponibilidad del agua y alcanzar el equilibrio y armonización del desarrollo regional y sectorial, incrementando la disponibilidad del recurso, protegiendo su calidad, economizando su empleo y racionalizando sus usos con el medio ambiente y los demás recursos naturales.
El artículo 33 establece que el Plan Hidrológico de Canarias definirá al menos: las directrices para la adaptación de la planificación hidrológica de cada isla, la definición de obras de interés general, la cuantificación de las previsiones de financiación de las obras, la política de producción industrial de agua, las directrices a seguir para la recarga artificial de los acuíferos, las directrices a seguir en las zonas sobreexplotadas, zonas con riesgo de contaminación y zonas de reserva de recursos hídricos y el establecimiento de ayudas y subvenciones sectoriales.
El artículo 35 señala que los Planes Hidrológicos Insulares son de naturaleza integral en todo lo que afecte a recursos, aprovechamientos, obras e instalaciones superficiales y subterráneas, plantas de producción industrial e infraestructuras de conducción, distribución, depuración o reutilización de aguas, abarcando cuanto se refiera a su captación, alumbramiento, producción, gestión, conducción, distribución, utilización y protección.
El artículo 38 indica que los planes hidrológicos insulares comprenderán los siguientes aspectos; la descripción general de la demarcación hidrográfica estableciendo que para las aguas superficiales se deben incluir mapas con sus límites y localización, el inventario, incluyendo sus regímenes hidrológicos y características básicas, de las aguas. La descripción general de los usos, presiones e incidencias antrópicas significativas sobre las aguas, incluyendo los usos y demandas existentes, con una estimación sobre el estado cuantitativo de las aguas. Los criterios de prioridad y de compatibilidad de usos, así como el orden de preferencia. La asignación y reserva de recursos para usos y demandas actuales y futuras, así como para la conservación o recuperación del medio natural, las redes de control establecidas para el seguimiento del estado de las aguas, la lista de objetivos medioambientales, resúmenes de análisis económico del uso del agua, los criterios de evaluación de los aprovechamientos energéticos y la fijación de los condicionantes requeridos para su ejecución, etc. La planificación hidrológica se realizará conforme al Decreto 165/2015, de 3 de julio, por el que se aprueba la Instrucción de Planificación Hidrológica de las Demarcaciones de la Comunidad Autónoma de Canarias; y que concluía el proceso de transposición de la Directiva del Marco del Agua, dando cumplimiento a la Sentencia del Tribunal de Justicia de la Unión Europea, de 24 de octubre de 2013.
A este respecto, advertimos que no existe ningún Plan Hidrológico de Canarias elaborado por el Gobierno de Canarias y aprobado por el Parlamento de Canarias conforme al artículo 33 de la Ley de Aguas de Canarias. Como ya se ha mencionado, el artículo 9.1 a) del Decreto 54/2021, de 27 de mayo, por el que se aprueba el Reglamento Orgánico de la Consejería de Transición Ecológica, Lucha contra el Cambio Climático y Planificación Territorial señala que corresponde al Consejero/a proponer al Gobierno de Canarias la aprobación del Plan Hidrológico de Canarias y tampoco se ha efectuado propuesta alguna.
A nivel insular, la planificación hidrológica del segundo ciclo (2015-2021) aprobado mediante Decreto 2/2019, de 21 de enero, del Plan Hidrológico Insular de la Demarcación Hidrográfica de Gran Canaria como en la planificación del tercer ciclo (2021-2027) aún en trámite; no se prevén centrales hidroeléctricas de bombeo alimentadas por estaciones desaladoras de agua de mar y cuyo destino sea el uso industrial para el almacenamiento de energía eléctrica.
El destino de las aguas de la EDAM será los embalses de Chira y Soria. La concesión del uso de las aguas y vaso de las presas fue otorgada por el Consejo Insular de Aguas en 2011. En el plan hidrológico y documentos asociados (memorias, estudios ambientales estratégicos, etc.) no se hace ninguna mención a la Central Hidroeléctrica de Bombeo Chira-Soria, no está previsto el cambio de uso de las aguas, la demanda, la caracterización económica, la estimación de la recuperación de los costes medioambientales y recuperación de costes de la energía hidroeléctrica, la cota mínima de agua y el máximo de los caudales a turbinar, cuáles son los criterios de evaluación del aprovechamiento energético, así como los condicionantes requeridos para su ejecución de forma que se asegure la protección de las aguas y la consecución del buen estado. En definitiva, no resulta admisible al no garantizarse su adecuación al Plan Hidrológico de la Demarcación Hidrográfica de Gran Canaria.
En relación a la viabilidad ambiental y considerando la taxonomía climática definida por la Unión Europea, en particular con el Reglamento delegado que completa; el Reglamento (UE) 2020/852 del Parlamento Europeo y el Consejo, establece criterios técnicos de selección para determinar si una actividad económica causa o no, un perjuicio significativo a los objetivos medioambientales. Si atendemos los criterios técnicos de selección que deben someterse la construcción y explotación de instalaciones de almacenamiento de energía hidroeléctrica por bombeo sin conexión a un río, no consta en el expediente que se haya realizado una evaluación de impacto del agua en los embalses de Chira y Soria y que sufrirán alteraciones hidromorfológicas sustanciales al proveerse de agua desalinizada. Por tanto, no hay garantías de que no existan riesgos de degradación medioambiental relacionados con la calidad del agua y la prevención del estrés hídrico que ocasionará las cargas y descargas de los embalses como consecuencia del funcionamiento de la central. En definitiva, no se dispone de evidencias constatadas, ni bases científicas que garanticen el buen potencial ecológico y el buen estado químico de estas masas de aguas por la presión antrópica que supondrá la ejecución del proyecto y que se proveerá de agua desalinizada mediante conducciones y bombeos a lo largo de 22 kilómetros de cauce de barranco hasta llegar a 900 metros de altitud.
Según Declaración de Impacto Ambiental del proyecto Central Hidroeléctrica Chira-Soria el órgano ambiental solicitó un análisis específico para la evaluación de las repercusiones a largo plazo sobre los elementos de calidad que definen el estado o potencial de las masas de agua afectada. En respuesta a dicho requerimiento, Red Eléctrica de España presentó nueva documentación: un informe de revisión del análisis hidrogeológico de nivel freático, un nuevo informe del Consejo Insular de Aguas de Gran Canaria y un estudio de viabilidad geotécnica desarrollado por la Fundación Agustín Betancourt. En los mencionados informes no consta que se haya realizado evaluación de impacto sobre los embalses, por lo que no tenemos garantías que haya existido una adecuada valoración de las presiones y de impactos.
El artículo 191 del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea establece que la política de medio ambiente debe contribuir, entre otras cosas, a la conservación, protección y mejora de calidad del medio ambiente, a la protección de la salud de las personas y la utilización prudente y racional de los recursos naturales, y que debe basarse en el principio de cautela. Esto es, que la ausencia de pruebas científicas sobre los efectos negativos apreciables de un proyecto no puede servir para justificar la autorización de dicho proyecto. El principio de cautela implica que la ausencia de efectos negativos en espacios Natura 2000 debe quedar demostrada ante de que el proyecto pueda autorizarse. En otras palabras, si hay incertidumbre respecto a si se producirá alguna repercusión negativa, el proyecto no podrá autorizarse.
El proyecto CH Bombeo Chira-Soria tiene afecciones en cuatro espacios de la Red Natura: ZEPA Ayagaures y Pilancones, ZEC Franja Marina de Mogán, ZEC El Nublo II y ZEC Macizo de Tauro II. En concreto, la EDAM tiene afectación directa en la ZEC Franja Marina de Mogán. Es inviable conceder autorización atendiendo a la protección exigida por el Ministerio para la Transición Ecológica del Gobierno de España, que excluye de forma estricta y literal la implantación de sistemas de almacenamiento con tecnología de bombeo hidráulico en Red Natura 2000, y así evitar causar efectos adversos en el medio ambiente.
Por último, cabe señalar la ocupación de <zona protegida> Código 26777* Denominación Cabildo de Gran Canaria. San Bartolomé de Tirajana. Captación Presa de Chira. Zona de abastecimiento 19563, según Memoria y Estudio de Impacto Ambiental (Junio 2021) del ciclo de planificación 2021-2027 elaborada por el Consejo Insular de Aguas de Gran Canaria.
La Declaración Ambiental Estratégica del Plan Nacional de Energía y Clima se elabora conforme y por exigencias de la Directiva 2001/42/CE de Evaluación Ambiental Estratégica; a través de la Ley 21/2013, de 9 de diciembre, de Evaluación Ambiental. El objetivo de las evaluaciones de los planes es garantizar un alto nivel de protección del medio ambiente y en su contenido, entre otros, deben figurar medidas para prevenir, reducir, y en la medida de lo posible compensar cualquier repercusión negativa. A este respecto, el Ministerio de la Transición Ecológica exige que los sistemas de almacenamiento por bombeo se sitúen fuera de la Red Natura. Los pronunciamientos ambientales y, por tanto, la Declaración Ambiental Estratégica tienen la naturaleza jurídica de un informe preceptivo y determinante.
SEXTA.- Incumplimientos de la Directiva UE del Marco del Agua.
Con carácter general los embalses, y en particular, los de Chira y Soria no están clasificados como masas de agua superficiales (artificiales o muy modificadas) en el Plan Hidrológico de la Demarcación Hidrográfica de Gran Canaria. Es llamativo, teniendo en cuenta, que las presas de Chira y Soria son las de mayor capacidad y acumulan el mayor volumen de agua de lluvia de la isla de Gran Canaria. La Directiva del Marco del Agua se aplica a todas las masas de agua, sean cuales sean sus dimensiones y características.
En el Informe elaborado por los servicios de la Comisión Europea en 2015 sobre la aplicación de los Planes Hidrológico de Cuenca de la Directiva del Marco del Agua correspondientes a España, se formularon las siguientes recomendaciones:
Plantearse la revisión de la legislación para incorporar de manera explícita la identificación de las masas de agua que presentan un riesgo debido al análisis de presiones e impactos.
Colmar urgentemente las lagunas en materia de seguimiento de las aguas superficiales y garantizar un control coherente, y de ese modo clasificar todas las masas de agua.
Ampliar el seguimiento químico más allá de las masas de agua afectadas por vertidos industriales.
Garantizar que el buen potencial ecológico se define correctamente para todas las masas de agua superficiales (incluidas las artificiales y muy modificadas) en términos de condición biológica y medidas de mitigación.
Garantizar que se establecen objetivos medioambientales para todas las masas de agua, incluidas las masas de agua artificiales o modificadas.
Asegurarse de que los caudales ecológicos establecidos garantizar el buen estado ecológico.
Garantizar que se evalúa el estado de todas las masas de agua de conformidad con la Directiva del Marco del Agua antes de plantearse otras infraestructuras que podrían causar un deterioro del estado de las masas de agua o impedir la consecución del buen estado. Estas infraestructuras solamente pueden autorizarse si se cumplen las condiciones del artículo 4, apartado 7. Se debe incluir la justificación en el plan hidrológico. La “declaración de interés general” en la legislación española no puede equipararse automáticamente al concepto de interés público superior. Esto deberá justificarse en el Plan Hidrológica de Cuenca.
Garantizar que existe una adecuada integración del análisis de presiones y de impactos, de la evaluación del estado y del diseño del programa de medidas.
Asegurarse de que los planes hidrológicos imputan los impactos a las presiones y las fuentes/factores, para aumentar la comprensión de qué actividades y que sectores son responsables, y en qué proporción, de alcanzar los objetivos medioambientales.
Completar y dar prioridad al uso de infraestructura verde y/o medidas naturales de retención de agua que ofrezcan ventajas ambientales (mejoras en la calidad del agua, incremento de la infiltración, y por tanto, de la recarga de acuíferos, conservación de hábitat) sociales y económicas que en muchos casos pueden ser más rentables que las infraestructuras gris, así como otras medidas de restauración, de eliminación de presas y de otras barreras hidromorfológicas.
Considerar el uso de agua para la producción de energía como un servicio del agua. Los planes hidrológicos deben presentar de manera transparente la información correspondiente a la recuperación de costes, costes ambientales y de recursos.
Por lo indicado, y visto el plan hidrológico, no se han definido objetivos medioambientales para estas masas conforme al apartado 1 del artículo 4 de la Directiva del Marco del Agua, que señala:
“… los Estados miembros protegerán y mejorarán todas las masas de agua artificiales y muy modificadas, con objeto de lograr un buen potencial ecológico.”
Tampoco ni figura un Programa de Medidas según apartado i) del artículo 11 de la mencionada Directiva y cuyo objeto es que:
“… para cualquier otro efecto adverso significativo sobre el estado del agua, medidas para garantizar en particular que las condiciones hidromorfológicas de las masas de agua estén en consonancia con el logro del estado ecológico necesario o del buen potencial ecológico de las masas de agua designadas como artificiales o muy modificadas. Los controles realizados con este fin podrán consistir en el requisito de autorización previa o de registro basado en normas generales de carácter vinculante, cuando este requisito no esté establecido de otra forma en la legislación comunitaria. Dichos controles se revisarán periódicamente y, cuando proceda, se actualizarán”
Por otro lado, ni en la concesión, ni en las autorizaciones administrativas posteriores, se ha considerado si la Central hidroeléctrica de Bombeo Chira-Soria podía ocasionar un deterioro de estas masas de agua o impedir la consecución del buen estado; solamente podrían autorizarse si se cumplían las condiciones del apartado 7 del artículo 4 de la Directiva del Marco del Agua.:
No se considerará que los Estados miembros han infringido la presente Directiva cuando:
- el hecho de no lograr un buen estado de las aguas subterráneas, un buen estado ecológico o, en su caso, un buen potencial ecológico, o de no evitar el deterioro del estado de una masa de agua superficial o subterránea se deba a nuevas modificaciones de las características físicas de una masa de agua superficial o a alteraciones del nivel de las masas de agua subterránea,
- o el hecho de no evitar el deterioro desde el excelente estado al buen estado de una masa de agua subterránea se deba a nuevas actividades humanas de desarrollo sostenible, y se cumplan las condiciones siguientes:
a) que se adopten todas las medidas factibles para paliar los efectos adversos en el estado de la masa de agua;
b) que los motivos de las modificaciones o alteraciones se consignen y expliquen específicamente en el plan hidrológico de cuenca exigido con arreglo al artículo 13 y que los objetivos se revisen cada seis años;
c) que los motivos de las modificaciones o alteraciones sean de interés público superior y/o que los beneficios para el medio ambiente y la sociedad que supone el logro de los objetivos establecidos en el apartado 1 se vean compensados por los beneficios de las nuevas modificaciones o alteraciones para la salud humana, el mantenimiento de la seguridad humana o el desarrollo sostenible;
d) que los beneficios obtenidos con dichas modificaciones o alteraciones de la masa de agua no puedan conseguirse, por motivos de viabilidad técnica o de costes desproporcionados, por otros medios que constituyen una opción medioambiental.
Por último, cabe señalar que en la propia Declaración de Impacto Ambiental del proyecto se indica que se afectará también a tres masas de agua subterráneas (Masa Sur-Código ES7GC006, Masa Suroeste-Código ES7GC007 y Masa Medianías Sur-Código ES7GC010) y a la costera Masa Suroeste-Código ES70CGTII). También al cauce, sección y funcionalidad de varios barrancos y barranquillos interceptados por las obras, siendo el principal el Barranco de Arguineguín. También se identifican zonas con riesgo de inundación por avenidas. Además, existe riesgo de contaminación en el Barranco de Arguineguín y en el interior de la Caverna del Lomo de La Palma, que podrían suponer una afección relevante a la Masa Medianía-Sur, que inclusive se puede alterar de forma significativa su estado químico. En general, de la DIA se puede apreciar que el riesgo que se asume es de moderado a alto, y que pueden existir afecciones significativas en las aguas subterráneas. Asimismo, destacar las quejas de varias heredades que señalan que tras la ejecución de la campaña geotécnica desarrollada por REE para los estudios sobre la construcción de las cavernas, y que afirman que ha disminuido considerablemente el nivel de los caudales de los nacientes en Cercados de Araña. Cabe recordar que el artículo 7, apartado 3 de la Directiva del Marco del Agua establece que los Estados miembros velarán por la necesaria protección de las masas de agua especificadas con objeto de evitar el deterioro de su calidad y el estado cuantitativo. La Directiva sobre responsabilidad medioambiental no solo comprende los cambios adversos mensurables en las aguas, sino también los perjuicios mensurables de los servicios que dichas aguas presta.
Al tal respecto, insistimos, en el Plan Hidrológico de la Demarcación de Gran Canaria no se prevé la construcción y puesta en funcionamiento de la CHB Chira-Soria, y por tanto, cómo afectará a los objetivos medioambientales de todas las masas de aguas afectadas y cuál será el programa de medidas reparadoras por posibles cambios adversos o perjuicios. Asimismo, tal y como se ha detallado en alegaciones anteriores no se estudiaron otras alternativas tecnológicas que podían ser viables técnica y económicamente, y así garantizar, que no existían más opciones que la ejecución de la CHB Chira-Soria.
Como vemos, la aprobación de ejecución y autorización de la CHB Chira-Soria incumple, entre otros, el apartado 7 del artículo 4 de la DMA que exige que se cumplan todas las condiciones para poder acogerse a la exclusión prevista. A este respecto, cabe destacar que en el Asunto C-529/15 Folk, el Tribunal tomó en consideración la aplicación de exclusión conforme al artículo 4, apartado 7, en definición de los “daños a las aguas”. Determinó que en el supuesto de que se haya concedido una autorización de acuerdo con las normas nacionales sin examinar el cumplimiento de los requisitos enunciados en el artículo 4, apartado 7, letras a), b), c) y d) de la Directiva 2000/60/CE (…), un tribunal nacional no está obligado a comprobar por sí mismo si se cumplen los requisitos establecidos en ese precepto a fin de determinar la existencia de un daño medioambiental a efectos del artículo 2, apartado 1, letra b), de la Directiva 2004/35, en su versión modificada por la Directiva 2009/31. Este asunto subraya la necesidad de aplicar la exención de forma estricta. Un juez nacional podrá denegar la exención si la autoridad que haya concedido la autorización no demuestra el pleno cumplimiento de los estrictos criterios establecidos en el artículo 4, apartado 7.
SÉPTIMA.- Infracción a lo dispuesto en el artículo 6 de la Directiva “Hábitats”
En el artículo Primero del Decreto 114/2021 se dice: “Ordenar paralelamente la iniciación del procedimiento de modificación del Plan Insular de Ordenación de Gran Canaria, las Normas Subsidiarias de Planeamiento de Mogán, la Ordenanza Municipal provisional Zonas Libres del municipio de Mogán, así como la Orden del Consejero de Educación, Universidades y Sostenibilidad de fecha de 18 de noviembre de 2013 en lo relativo al Plan de Gestión de la ZEC ES7011004 Macizo de Tauro II. Todo ello, en el plazo de seis meses desde la notificación del presente Decreto, respecto de todas aquellas determinaciones que resulten incompatibles con la ejecución del proyecto o bien no resulten suficientes para legitimar la ejecución del proyecto”
La aprobación de la ejecución del proyecto contradice el natural desarrollo de la legislación procedimental en un supuesto intento de alteración de los procesos administrativos reconociéndose que el mismo no se ajusta las Normas Subsidiarias de Planeamiento de Mogán, la Ordenanza Municipal provisional Zonas Libres del municipio de Mogán, así como la Orden del Consejero de Educación, Universidades y Sostenibilidad de fecha de 18 de noviembre de 2013 en lo relativo al Plan de Gestión de la ZEC ES7011004 Macizo de Tauro II.
La aprobación de la ejecución del proyecto tampoco se ajusta a lo establecido a las Directivas europeas sobre hábitats y sobre aves exigen que cualquier plan o proyecto que se tomen medidas compensatorias para garantizar la protección de la coherencia global de la red Natura 2000. La responsabilidad principal de la correcta aplicación de estas normas recae en las autoridades de los Estados miembros.
El proyecto cuya ejecución es objeto de la resolución recurrida se desarrolla dentro de los límites de la Reserva de la Biosfera de Gran Canaria y afecta a varias áreas protegidas: ZEC Franja Marina de Mogán (ES7010017), ZEC Macizo de Tauro II (ES7011004), ZEC y ZEPA Tauro (ES0000113), ZEC Pilancones (ES7010010), ZEC El Nublo II (ES7010039) y ZEPA Ayagaures y Pilancones (ES0000110). Por otro lado y debido a su cercanía con el lugar del proyecto, el EsIA también tiene en cuenta la ZEC Roque Nublo (ES7010019) y la ZEC y ZEPA Ojeda, Inagua y Panojales (ES0000041), si bien descarta que puedan verse afectadas directamente o indirectamente.
ZEC Franja Marina de Mogán
La ZEC Franja Marina de Mogán cuenta con las medidas de conservación previstas en la Orden ARM/2417/2011, de 30 de agosto, por la que se declaran zonas especiales de conservación los lugares de importancia comunitaria marinos de la región biogeográfica Macaronésica de la Red Natura 2000.
Las medidas de conservación identifican el HIC bancos de arena cubiertos permanentemente por agua marina poco profunda ( 1110) y las especies de interés comunitario tortuga boba (Caretta caretta) y delfín mular (Tursiops truncatus). Respecto de la tortuga boba, las medidas indican que se desconoce el número de individuos que frecuentan la zona pero que es mayor en zonas cercanas a la costa y de poca profundidad dentro de la plataforma donde las fuentes de alimentación son de fácil acceso. En cuanto al delfín mular, en las medidas de conservación se estima una población de menos de cien individuos, aumentando su abundancia hacia los límites externos de la ZEC, donde la profundidad es mayor.
Al margen de estos hábitat y especies, en el plan referido se hace constar la presencia del HIC arrecifes ( 1170) y de otras especies animales y vegetales de interés comunitario que requieren una protección estricta, como es el rorcual común (Balaenoptera pysalus), el delfín común (Delphinus delphis), el calderón gris (Grampus griseus), el delfín listado (Stenella coeruleoalba), el delfín moteado (Stenella frontalis), el delfín de diente rugoso (Steno bredanensis) y la tortuga laúd (Dermochelys coriácea), así como la presencia de erizo diadema (Diadema antillarum).
A pesar de que las medidas de conservación identifican como presión principal y amenaza la existencia de numerosos puntos de vertidos de aguas residuales y de salmuera, algunos de ellos con afección grave para la zona, el EsIA no menciona este hecho al analizar los impactos sobre esta ZEC. Además, no se ha contado con censos actualizados sobre el estado de la tortuga boba y el delfín mular, remitiéndose en este punto a las estimaciones previstas en las Medidas de Conservación, elaboradas hace más de diez años.
Según lo previsto en el EsIA, esta ZEC se va a ver directamente afectada por la construcción de 233 metros de la conducción de toma de agua marina y por la propia obra de toma de agua marina. Además, indirectamente también pueden producirse afecciones sobre esta ZEC debido a la construcción del emisario y a los propios vertidos de salmuera una vez comience la EDAM a funcionar. No obstante lo anterior, el EsIA concluye que no se van a producir efectos significativos al entender que no se da el HIC bancos de arena cubiertos por agua marina, poco profundos en la zona afectada y su proyecto, ni tampoco sobre las especies antedichas.
A este respecto es de señalar que el EsIA ni siquiera ha valorado de forma independiente las dos especies afectadas –tortuga boba y delfín mular–, que ocupan espacios distintos dentro de la ZEC, a la hora de descartar la inexistencia de impactos significativos, limitándose a indicar que la zona afectada no está considerada de como de principal importancia para ambas, así como entendiendo que la localización del punto de vertido de salmuera a unos metros de la ZEC es suficiente para evitar esos impactos. Por otro lado tampoco parece razonable argüir, como hace el EsIA, que el carácter limitado en el tiempo de los impactos pueda ser una circunstancia favorable, dado que se trata de una obra con una duración prevista de más de cinco años.
ZEC Macizo de Tauro II
La ZEC Macizo de Tauro II cuenta con un Plan de Gestión aprobado en el año 2016 en el que se identifica la existencia de tres HICs: matorrales termomediterráneos y preestépicos (5330), campos de lava y excavaciones naturales (8320) y pinares endémicos canarios (9550). Además, el plan contempla la presencia de una especie de las previstas en el Anexo I de la Directiva Aves, el pájaro carpintero de Gran Canaria (Dendrocopos major tanneri, A428), y una especie de las previstas en el Anexo II de la Directiva Hábitats la genista linifolia (Teline rosmarinifolia, 1565). Por último el Plan de Gestión también menciona la presencia de algunas especies animales protegidas, como la lisa de Gran Canaria (Chalcides sexlineatus), el perequén de Boettger (Tarentola boettgeri), el murciélago montañero (Hypsugo savii) el cuervo canario (Corvus corax canariensis) y el cigarrón palo de Gran Canaria (Acrostira tamarani), así como especies vegetales tales como el cabezón de Gran Canaria (Cheirolophus Arbutifolius), el drago de Gran Canaria (Dracaena tamaranae), la lajarilla de Gran Canaria (Helianthemum tholiforme) y la chicharilla canaria fina (Vicia filicaulis).
Esta ZEC se va a ver afectada directamente por la construcción de 9.428 metros de línea eléctrica de evacuación y por la implantación del anexo de instalaciones a la central (5.918 metros) y la impulsión de agua producto (6.841 metros, de los cuales 3.750 metros discurren sobre el lecho del barranco de Arguineguín). Según lo previsto en el propio EsIA, esta afectación se va a producir en la zona de conservación prioritaria prevista en el Plan de Gestión, afectando tanto a los hábitats como a la especie de interés comunitario, y en las zonas de restauración y de transición.
La línea eléctrica afectará al HIC matorrales termomediterráneos y preestépicos de forma permanente en 550 m2 y de forma temporal mientras durante la fase de construcción a 367 m2. En cuanto a la Teline rosmarinifolia, el propio EsIA explica que no puede descartarse totalmente su presencia en la zona del proyecto.
ZEC El Nublo II
La ZEC El Nublo II cuenta con un Plan de Gestión aprobado en el año 2016 en el que se identifica la existencia de los siguientes HICs Matorrales termomediterráneos y preestépicos ( 5330), Prados húmedos mediterráneos de hierbas altas del Molinio Holoschoenion ( 6420), Pendientes rocosas silíceas con vegetación casmofítica ( 8220), Galerías y matorrales ribereños termomediterráneos (Nerio-Tamaricetea y Securinegion tinctoriae) ( 92D0), Palmerales de Phoenix 9370) y Pinares endémicos canarios ( 9550). Además, el Plan de Gestión identifica la presencia de las siguientes especies: Dendriopoterium pulidoi ( 1538), Teline rosmarinifolia Prioritaria ( 1565), Limnonium sventenii (Códigio 1648), Isoplexis isabelliana ( 1728), Globularia sarcophylla ( 1738) y Tanacetum ptarmiciflorum ( 1820).
Además de lo anterior, el Plan de Gestión menciona la presencia de otras especies encuadradas en distintas categorías, desde en peligro de extinción hasta vulnerable, como son Juniperus cedrus, Limonium viaroense, Hypericum coadunaatum, Helianthemum inaguae, Helianthemum tholiforme, Crambe scoparia, Salix canariensis, Scrophularia calliantha, Cheirolophus arbutifolius, Dracaena tamaranae, Anguilla anguilla, Burhinus oedicnemus, Corvus corax ssp. Canariensis, Fringilla teydea ssp. Polatzeki, Acrostira tamarani, Carabus coarctatus y Graptodytes delectus.
Esta ZEC se va a ver afectada por diversos elementos del proyectos, subterráneos (galerías y túneles) y en superficie (plataforma Superior, depósito de inertes e instalaciones de obra y viales), afectando a la Zona de Conservación de la ZEC.
ZEC Pilancones y ZEPA Ayagaures y Pilancones
La ZEC Pilancones cuenta con un Plan de Gestión del año 2016 en el que se identifica la existencia de cinco HICs: Matorrales termomediterráneos y preestépicos (5330), Campos de lava y excavaciones naturales (8220), Palmerales de Phoenix (9370) y Pinares endémicos canarios (9550). Además, el Plan contempla la existencia de la especie vegetal Teline rosmarinifolia (1565) y de tres especies animales protegidas: el pájaro carpineterio canario (Dendrocopos major tahanneri, A428), el pinzón azul (Fringilla teydea, A449), el camachuelo trompetero (Bucanetes githagnieus, A452) y el halcón peregrino (Falco pelegrinoides, A103).
Además de lo anterior, el Plan de Gestión menciona la presencia de otras especies encuadradas en distintas categorías, incluidas algunas en peligro de extinción: Dracaena tamaranae, Limonium preauxii, Vicia filicaulis, Helianthemum tholiforme, Sideritis sventenii, Chalcides sexlineatus, Hypsugo savii, Acrostira tamarani, Graptodytes delectus, Corvus corax canariensis, Fulica atra, Gallinula chloropus y Anguilla anguilla.
Esta ZEPA se va a ver afectada de forma directa por la obra de acondicionamiento de la carretera GC-604 en un área de 2.005 m2 y de forma indirecta por las obras de construcción de galerías del circuito hidráulico y plataformas del entorno al embalse de Chira y por el trazado de la línea de media tensión a lo largo de 525 metros.
No obstante lo anterior, el EsIA descarta que las obras a realizar puedan afectar significativamente a las especies objetivo de conservación, si bien reconoce la generación de molestias a los individuos de picapinos canario (Dendrocopos major thanneri) y pinzón azul (Fringilla teydea), que pueden materializarse en la evitación de la zona e incluso en el fracaso de la reproducción. Por otro lado el EsIA califica como moderado el riesgo que produce el ramal de línea de media tensión en cuanto al peligro de colisión, aunque descarta que se trate de un efecto significativo. De la misma forma el EsIA también descarga que el riesgo de electrocución constituya un efecto negativo.
Tal y como se ha explicado, el EsIA no ha contado con censos poblaciones actualizados y, en algunas ocasiones, ni siquiera con prospecciones puntuales que pudieran arrojar luz sobre el estado actual de las poblaciones de ciertas especies protegidas, como es el caso de la Teline rosmarinifolia en la ZEC Macizo del Tauro II. Esta falta de diligencia a la hora de realizar una evaluación adecuada entra en contradicción con las exigencias prescritas por la Directiva 92/43/CEE del Consejo, de 21 de mayo de 1992, relativa a la conservación de los hábitats naturales y de la fauna y flora silvestres, en su artículo 6.3, y en el artículo 46.4 de la Ley 42/2007, de 13 de diciembre, del Patrimonio Natural y de la Biodiversidad.
Artículo 6.3 de la Directiva Hábitats. 3. Cualquier plan o proyecto que, sin tener relación directa con la gestión del lugar o sin ser necesario para la misma, pueda afectar de forma apreciable a los citados lugares, ya sea individualmente o en combinación con otros planes y proyectos, se someterá a una adecuada evaluación de sus repercusiones en el lugar, teniendo en cuenta los objetivos de conservación de dicho lugar. A la vista de las conclusiones de la evaluación de las repercusiones en el lugar y supeditado a lo dispuesto en el apartado 4, las autoridades nacionales competentes sólo se declararán de acuerdo con dicho plan o proyecto tras haberse asegurado de que no causará perjuicio a la integridad del lugar en cuestión y, si procede, tras haberlo sometido a información pública.
Artículo 46.4 de la LPNB. 4. Cualquier plan, programa o proyecto que, sin tener relación directa con la gestión del lugar o sin ser necesario para la misma, pueda afectar de forma apreciable a las especies o hábitats de los citados espacios, ya sea individualmente o en combinación con otros planes, programas o proyectos, se someterá a una adecuada evaluación de sus repercusiones en el espacio, que se realizará de acuerdo con las normas que sean de aplicación, de acuerdo con lo establecido en la legislación básica estatal y en las normas adicionales de protección dictadas por las comunidades autónomas, teniendo en cuenta los objetivos de conservación de dicho espacio. A la vista de las conclusiones de la evaluación de las repercusiones en el espacio y supeditado a lo dispuesto en el apartado 5, los órganos competentes para aprobar o autorizar los planes, programas o proyectos sólo podrán manifestar su conformidad con los mismos tras haberse asegurado de que no causará perjuicio a la integridad del espacio en cuestión y, si procede, tras haberlo sometido a información pública. Los criterios para la determinación de la existencia de perjuicio a la integridad del espacio serán fijados mediante orden del Ministro de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente, oída la Conferencia Sectorial de Medio Ambiente.
El Tribunal de Justicia de la Unión Europea ha interpretado las exigencias de la normativa citada en el sentido de exigir el mayor nivel de certeza posible sobre la base de las mejores técnicas disponibles. Así, por ejemplo, en la Sentencia del asunto C-418/04, Apartado 243, el TJUE ha indicado lo siguiente:
En virtud del artículo 6, apartado 3, de la Directiva sobre los hábitats, una adecuada evaluación de las repercusiones sobre el lugar de que se trate del plan o proyecto implica que, antes de la aprobación de éste, es preciso identificar, a la luz de los mejores conocimientos científicos en la materia, todos los aspectos del plan o del proyecto que, por sí solos o en combinación con otros planes o proyectos, puedan afectar a los objetivos de conservación de ese lugar.
Es decir: el nivel exigible a la adecuada evaluación es máximo y no se trata de «un mero acto administrativo formal, sino que debe proporcionar un análisis en profundidad acorde con los objetivos de conservación establecidos para el lugar de que se trate» (STJUE de 14 de abril de 2005, asunto C-441/03, apartado 22).
En este sentido no resultan admisibles expresiones como “no se puede descartar” o “se carece de datos”, como las contenidas en el EsIA. En este sentido se ha pronunciado el TJUE al interpretar el meritado artículo 6.3 de la Directiva de Hábitats, afirmando de forma contundente lo siguiente (asunto C404/09):
Una evaluación efectuada en cumplimiento del artículo 6, apartado 3, de la Directiva sobre los hábitats, no puede considerarse apropiada si presenta lagunas y no contiene constataciones y conclusiones completas, precisas y definitivas que puedan disipar cualquier duda científica razonable sobre los efectos de las obras previstas para la ZEPA de que se trate.
De conformidad con lo manifestado entendemos que no se ha producido una evaluación adecuada de las repercusiones del proyecto en los distintos espacios de la Red Natura 2000 que resultan afectados, ni las medidas compensatorias propuestas son por tanto suficientes para evitar la afección a la coherencia global de la red, lo que supone una vulneración del artículo 6.3 de la Directiva sobre los Hábitats y del artículo 46.4 de la Ley del Patrimonio Natural y de la Biodiversidad.
OCTAVA- Existencia de riesgos para los cultivos y el suelo de aprovechamiento agrícola
Aunque debido a la falta de transparencia de todas las Administraciones Públicas involucradas en la ejecución de este proyecto, no disponemos de diversos documentos trascendentes para conocer realmente todas sus implicaciones, como por ejemplo el contrato de concesión administrativa de las aguas y presas obtenido en 2011 por Unelco/Endesa, o el contrato en el que Endesa transmitió, de forma impuesta, dicha concesión a REE, han sido numerosas las ocasiones en las que los propagandistas de la Central Hidroeléctrica han argumentado que uno de los grandes beneficios del proyecto, será la de permitir, con el agua desalada, el riego de las explotaciones agrícolas de las zonas de influencia de las dos presas, consiguiendo de esta forma el apoyo de comunidades de regantes y asociaciones agrarias.
Hasta la fecha, el agua obtenida en los pozos de las zonas de medianías y cumbre de la isla se ha destinado principalmente al abastecimiento de la población concentrada en las zonas costeras, ocasionando problemas de suministro en las fincas del centro de la isla. Ignoramos la profundidad media de los pozos en explotación en las zonas elevadas de la isla, pero, por los datos de los que disponemos podemos estimar que no superan los 900 metros.
A tenor de la propaganda institucional, la absurda solución a los problemas de suministro de agua a las zonas agrícolas de la cumbre, consiste en desalar agua en el mar y elevarla a 900 metros de altura, mientras que el agua de la cumbre, seguirá fluyendo a la costa.
Lo cierto es que no existe un informe pormenorizado de los tipos de cultivo y tipos de suelo a los que se van a destinar los excedentes de agua para riego agrícola, ni se ha establecido la proporción adecuada de mezcla del agua desalinizada con las aguas superficiales continentales en las presas de Chira y Soria
Según varios estudios realizados en Israel y en el Levante español sobre el uso de agua de mar desalinizada para riego agrícola, esta no debe ser utilizada en exclusiva, es decir, sin mezclarse previamente con otros tipos de agua de mayor calidad, ya que podría malograr, en el medio y largo plazo, ciertos tipos de cultivo y los suelos agrícolas asociados.
Si bien está establecido que los niveles de boro hasta 1 mg L-1 son aceptables para casi todo tipo de cultivos y suelos, se ha podido comprobar que los cítricos se malogran con niveles superiores a 0,4 mg L-1. Por tanto, la exactitud de los parámetros de pretratamiento y remineralización del agua desalinizada en la EDAM, así como el control riguroso y la monitorización continua de la proporción de mezcla de esta, con las aguas superficiales continentales (agua de lluvia) ya embalsadas son fundamentales para considerar la adecuación y aptitud del agua resultante para su uso agrícola.
Con el objeto de que el agua final sea segura para los cultivos, el agua marina desalinizada ha de ser tratada y remineralizada atendiendo a varios factores, y las proporciones de mezcla con aguas continentales de superficie (agua de lluvia) y/u otros tipos de agua, como las salobres extraídas de los pozos costeros deberán establecerse en función de:
1. Tipos de aguas y sus propiedades físico-químicas. El agua desalinizada deberá pretratarse y remineralizarse para luego ser mezclada en proporciones adecuadas y aptas para el riego agrícola de todos los tipos de cultivo, suelo, conducciones y depósitos.
2. Tipos de cultivos.
3. Tipos de suelos.
4. Tipos de conducciones y depósitos: el agua desalinizada es altamente corrosiva con el hormigón y el cemento. Precedentes: depósitos y conducciones de hormigón dañadas por el agua desalinizada en comunidades de regantes del sur de Tenerife.
En el proyecto de Central Hidroeléctrica Chira-Soria, los embalses de Chira y Soria se llenarán durante tres años con el agua producida por la EDAM de Arguineguín. Según las últimas mediciones efectuadas por el Consejo Insular de Aguas de Gran Canaria, actualmente las Presas de Chira y Soria se encuentran a un 18% y un 5% de su capacidad respectivamente. De acuerdo a lo explicado en el extracto del informe sobre el Embalse de la Pedrera (Alicante) desarrollado más adelante, las proporciones seguras de mezcla de agua desalinizada con agua dulce (agua de lluvia) debe ser del 50% para ambos tipos de agua. Por tanto, se desprende de este informe que si la proporción de agua desalinizada fuera superior al 50%, como indudablemente parece que será el caso con las presas de Chira y Soria, el agua resultante podría presentar desequilibrios minerales y químicos sustancialmente peligrosos para el medio ambiente y agrícola.
Tampoco se explica qué medidas se adoptarán para evitar la generación de bromato de potasio, elemento considerado venenoso y cancerígeno por la OMS y que ha dado graves problemas en varios embalses de agua desalinizada al aire libre de la ciudad de Los Ángeles, EE.UU., como el Embalse Ivanhoe, que tuvo que ser cubierto por millones de bolas de plástico de color negro para evitar la incidencia de la luz solar en el agua.
No se especifica en el proyecto a dónde irán destinados los 700.000 m3 prometidos por el Cabildo de Gran Canaria para el sector agrícola. Por tanto, se desconocen las diversas tipologías de cultivos, suelos (arcillosos, calizos, volcánicos, etc.), conducciones y depósitos a los que irá destinada el agua.
Para ilustrar lo aquí expuesto, copio a continuación un extracto del informe titulado “Antecedentes y problemática de la aplicación de agua marina desalinizada al riego agrícola”, informe preliminar promovido por el Sindicato Central de Regantes del Acueducto Tajo-Segura (SCRATS). Autores: Dr. Ing. Victoriano Martínez Álvarez Dr. Ing. Bernardo Martín Górriz, Universidad Politécnica de Cartagena, 2016. En concreto, se adjuntan las conclusiones íntegras del estudio, que sustentan las argumentaciones expuestas en este apartado.
(...) 8. Síntesis y conclusiones
La desalinización de agua salobre o marina es un recurso de creciente importancia para el suministro de agua potable en el mundo. El mercado del agua marina desalinizada se ha ido extendiendo en los últimos años, de forma paralela a como se ha ido produciendo la moderación de los costes de desalinización. El continuo perfeccionamiento de la técnica de osmosis inversa en la última década ha permitido alcanzar unos costes de producción que podrían ser asumibles por los cultivos agrícolas con mayores márgenes económicos, pero que siguen siendo excesivos para la mayoría de los cultivos.
… Estas cifras manifiestan claramente que el coste total de desalinización del agua marina es prácticamente equivalente al valor medio del margen neto por m3 en la cuenca, por lo que su uso agrícola no resulta económicamente viable para la mayoría de los cultivos actualmente. Los cultivos con mayores márgenes económicos podrían soportar los costes del agua desalinizada, pero con una notable pérdida de rentabilidad en comparación con la situación actual, ya que el agua suministrada a través del Trasvase Tajo-Segura tiene un coste que es entre 6 y 7 veces inferior al agua marina desalinizada (0,0984 € m3, Resolución de 18 de noviembre de 2013, de la Dirección General del Agua, BOE no 285, 28 de noviembre de 2013).
Manteniendo al margen los aspectos económicos, también es evidente que la desalinización de agua salobre o marina puede aumentar la disponibilidad de recursos hídricos para la agricultura. La necesidad de proteger los acuíferos de la sobreexplotación, y el hecho de que el agua marina desalinizada pueda considerarse un recurso hídrico inagotable y no sujeto a variaciones climáticas, hace que esta última opción resulte actualmente más interesante para el suministro de agua a los regadíos situados en zonas costeras. Por tanto, la desalinización de agua marina comienza a vislumbrarse como una alternativa técnicamente viable para el riego de cultivos de alto valor económico en zonas costeras, a pesar de su elevado coste energético y de las elevadas tasas de emisiones de gases efecto invernadero asociadas a su producción (Martin-Gorriz et al., 2014).
La revisión a escala global de las principales experiencias de riego agrícola con agua desalinizada pone de manifiesto que, en numerosos países con clima árido o semiárido y que además disponen de una agricultura altamente tecnificada, la desalinización de aguas salobres representa una fuente de agua suplementaria para la agricultura desde hace varias décadas. Sin embargo, a pesar de que hay ciertos países donde se está́ considerando la posibilidad de aplicar agua marina desalinizada al riego agrícola en un futuro próximo, solo se han encontrado referencias de su aplicación en Israel y España. Cabe señalar que mientras en Israel se está́ realizando un seguimiento científico adecuado de la problemática asociada al riego con agua marina desalinizada, en la España peninsular no se ha encontrado ningún trabajo que ponga de manifiesto este seguimiento.
De la experiencia israelí́ se concluye que, al margen de las consideraciones económicas, hay aspectos de notable relevancia agronómica que deben ser considerados a la hora de plantear el uso de aguas marinas desalinizadas para riego agrícola. Varios estudios concluyen que la baja conductividad eléctrica del agua desalinizada puede resultar en mejoras sensibles en la productividad y calidad de las producciones cuando se compara con aguas de mala calidad, pero no tiene ningún efecto mejorante cuando se sustituyen aguas continentales de buena calidad. Estos estudios también evidencian que las primeras experiencias con un adecuado seguimiento científico no están siendo satisfactorias. Así, la sustitución de recursos hídricos naturales con agua marina desalinizada en Israel ha puesto de manifiesto efectos perjudiciales sobre la productividad de los cultivos, los costes de fertirrigación y la conservación de los suelos agrícolas, aspectos que pueden afectar a su viabilidad económica en el corto plazo y a su sostenibilidad ambiental en el medio-largo plazo. Entre los aspectos agronómicos a considerar, que aún no han sido convenientemente estudiados dado lo incipiente de este aprovechamiento, destacan los siguientes:
• El agua marina desalinizada tiene escasa mineralización e importantes desequilibrios en su composición, que deben ser corregidos previamente a su uso agrícola. En este sentido, las bajas concentraciones de Ca2+ y Mg2+, junto al exceso de Cl- y Na+, pueden afectar al desarrollo de los cultivos. El SAR del agua es un indicador que mide el equilibrio entre estos compuestos, por lo que se debe procurar que su valor siempre manifieste la ausencia de riesgo de sodificación del suelo.
• La remineralización del agua marina desalinizada se puede plantear de tres formas: con postratamientos en las plantas desalinizadoras, con la reprogramación de la fertirrigación en parcela, o mediante mezcla con aguas continentales. Varios autores concluyen que, si el agua desalinizada se destina a uso agrícola, la mezcla con otras aguas continentales es la estrategia más económica en la mayoría de los casos. Cuando la mezcla con aguas continentales no es posible, la incorporación de nutrientes en la planta desalinizadora es económica y ambientalmente más ventajosa, implicando además que el desempeño y coste de estos procesos los asume el productor/suministrador del agua desalinizada en lugar del agricultor.
• Además de la fitotoxicidad por Cl- y Na+ en cultivos sensibles, el agua marina desalinizada se caracteriza por un contenido en boro que puede resultar tóxico para numerosos cultivos de la zona de estudio. Por este motivo son necesarios postratamientos específicos en planta que garanticen la ausencia de problemas por toxicidad al boro. En este sentido, en las plantas desalinizadoras de Israel los límites establecidos para uso agrícola son de 0,3 mg L-1. Cabe destacar la importancia de la tecnología de osmosis inversa (tipo de membrana y antigüedad) en la concentración de boro en el agua producto.
• El agua marina desalinizada es considerada corrosiva dado su bajo contenido mineral. Por esta circunstancia los postratamientos deben garantizar su equilibrio químico con el fin de eliminar su alta agresividad y así proteger los sistemas de distribución, evitando problemas como corrosión interna de tuberías y elementos singulares o la disociación del cemento/hormigón. Cuando se trata de sistemas de distribución ya en servicio y con importantes incrustaciones de calcita, estas incrustaciones se podrían movilizar ocasionando graves problemas en los sistemas de distribución y de riego.
• Finalmente, la incorporación de agua marina desalinizada al riego agrícola puede conllevar un importante aumento de la capacidad de control y gestión del agua tanto en las comunidades de regantes como en las explotaciones agrícolas. Si no se realizan los postratamientos necesarios en la planta desalinizadora, los agricultores necesitarán sofisticados sistemas de control y fertirrigación para hacer frente a un agua de riego con escasa mineralización y una calidad variable.
Estos sistemas deben incluir balsas de mezcla y regulación en parcela, sistemas de monitorización de la calidad del agua y sistemas de inyección de fertilizantes de rápida respuesta, que implican importantes inversiones.
Diversos autores señalan que el suministro de agua marina desalinizada con bajos niveles de mineralización y alcalinidad es frecuente dado la necesidad de minimizar los costes de los postratamientos y la ambigüedad de criterios de calidad existente. Por tanto, con el fin de evitar problemas asociados a la escasa mineralización del agua desalinizada para uso agrícola, deben proponerse criterios agronómicos de calidad a alcanzar tras el proceso de remineralización. Para este complejo objetivo se propone la constitución de un comité multidisciplinar que aborde esta cuestión para la singularidad del regadío español, de forma similar a como ya se ha hecho en Israel. El cumplimiento de unos estándares de calidad minimizaría los riesgos de carencias nutricionales y toxicidad que pudieran afectar a la producción y calidad de los cultivos.
…
Esta estrategia puede permitir un doble objetivo: por una parte disminuir en la medida de las posibilidades los postratamientos de las aguas desalinizadas para ajustar su calidad a las necesidades de los cultivo y, por otra parte, obtener un menor coste final al de la aplicación directa de agua marina desalinizada.
Los resultados ponen de manifiesto que el factor más limitante de la proporción de agua desalinizada en la mezcla es el contenido en boro. …
Finalmente, se puede concluir que todos los problemas técnicos asociados al uso de agua marina desalinizada para el riego agrícola (adecuación nutricional a los requerimientos de los cultivos, toxicidad al boro, efectos sobre la estructura del suelo, efectos sobre las instalaciones de distribución, etc.) se pueden resolver mediante una correcta regulación de este tipo de suministros, que normalice la calidad a conseguir con los postratamientos, y optimice su gestión conjunta con otros recursos hídricos disponibles de origen continental. El desarrollo y aplicación de estas regulaciones específicas puede resultar en costes adicionales a los de la desalinización propiamente dicha, que deben ser identificados y cuantificados con el fin de valorar la viabilidad económica de cada suministro, dado que el coste final sigue siendo el principal factor limitante para la generalización de la aplicación de agua marina desalinizada al riego agrícola.”
Por todo lo expuesto, podemos concluir:
1. No está en absoluto garantizada la calidad y seguridad del agua desalinizada y embalsada en ambas presas para su posterior bombeo a otras zonas de la isla para el riego agrícola. Los niveles de evaporación de las aguas en verano es posible que provoquen concentraciones indeseadas de solutos, entre ellos el boro y el bromato de potasio, aparte de otros desequilibrios químicos resultantes de dicha evaporación.
2. No existe, al menos públicamente, un proyecto de distribución de las aguas embalsadas de Chira y Soria para su uso agrícola una vez las presas hayan sido llenadas con agua desalinizada.
3. No existe ningún informe pormenorizado con el detalle de la variedad de cultivos, suelos, conducciones y depósitos a los que irán destinados los 700000 m3 de agua desalinizada.
4. Tampoco se ha efectuado una relación de las comunidades de regantes, agricultores y otros productores del sector primario a los que vaya a ir destinada el agua desalinizada, ni se ha realizado un sondeo sobre el interés que puedan tener en dicha agua los agricultores, ni si el agua se va a vender, y a qué precio.
5. No existe ningún plan para controlar los niveles de boro, de bromato de potasio y de sodio para garantizar que no afloren problemas graves en los cultivos y suelos agrícolas asociados, en el medio y largo plazo.
6. No existe ninguna previsión de crear un comité de control y seguimiento del impacto del agua industrial en los suelos y cultivos históricamente regados con agua de lluvia y de recursos (provenientes de pozos y galerías). Ni siquiera existe el más mínimo estudio al respecto.
Estas cuestiones fueron planteadas en diversas alegaciones efectuadas tras la información pública de la solicitud de la declaración de impacto ambiental, exponiendo el temor a que el riego con agua desalada pudiera destruir irreversiblemente suelos y cultivos, especialmente de frutales.
En definitiva, y dejando de lado el absurdo conceptual que supone la idea de bombear agua de la costa para irrigar la cumbre, mientras que el agua de la cumbre se destina al consumo doméstico e industrial de la costa, regar las fincas agrícolas de la cumbre con agua desalinizada supone un riesgo no evaluado, para el suelo agrícola y para los cultivos.
Cabe destacar que en el Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia de España, que ha sido evaluado por la Unión Europea, uno de los Hitos y Objetivos a cumplir es la Modernización de los Sistemas de Regadío en términos de ahorro de agua y eficiencia energética, por lo que parece inviable el gasto energético y la huella ecológica que supondrá desalinizar y transportar el agua a cotas superiores a 900 metros para riego. Se aboga y prioriza una forma de promover una utilización más eficiente del agua, como por ejemplo, la recogida y la depuración de aguas residuales, la reducción de las fugas en las redes de abastecimiento y la reutilización del agua, así como la captación de agua a través de soluciones basadas en la naturaleza. Todo ello a fin de garantizar el cumplimiento del principio DNSH, de no causar daño significativo al medio ambiente.
Solo caben dos opciones, o bien se suspende la ejecución, en tanto no se disponga de informes y estudios que acrediten la bondad de las aguas desalinizadas para el cultivo, o bien se establece de forma taxativa, que el agua desalada solo va a tener uso industrial, para el funcionamiento de la Central Hidroeléctrica.
NOVENA.- Infracción a lo dispuesto en la normativa sanitaria
Se ha aprobado el proyecto sin tener en cuenta el Informe de la Dirección General de Salud Pública (28/10/20) presentado durante el proceso de alegaciones sobre el potencial impacto en la salud de la Central Hidroeléctrica de bombeo Chira-Soria en el que se concluyen unas afecciones inadmisibles para la población del Barranco de Arguineguín, tanto durante la fase de construcción se como de funcionamiento de la Central Hidroeléctrica; afirmándose que “La magnitud de la obra y operaciones a realizar, con un tiempo previsto de seis años, que probablemente se multiplicará por 2 o por 3, produciría un impacto significativo en la cotidianidad y calidad de vida de las personas que residen en el área de influencia”.
Se describe como la obra afectará a cuestiones como la movilidad, “ya que muchas de ellos son núcleos que dependen de una única vía de acceso a los domicilios y a su medio de vida; además las obras generarán molestias derivadas de las exposición al ruido, al polvo, a las vibraciones junto a un impacto visual significativo y la posibilidad de afectar su salud”. Y añade “ A ello hay que sumar la emisión de gases de combustión por la maquinaria pesada y otros dispositivos, compuestos nitrogenados o clorados durante las voladuras, partículas en suspensión y compuestos orgánicos volátiles por el uso de materiales bituminosos en la ejecución de viarios y plataformas, o de hexafluoruro de azufre (SF6)”.
Otro efecto de la obras que Salud Pública es la emisión de ruido y vibraciones como consecuencias de las voladuras, la excavación en la central y en los túneles proyectados que a su vez requieren potentes sistemas de ventilación, por el funcionamiento de la maquinaria pesada y trasiego de vehículos entre otros, “ la magnitud de este impacto en la población sería tal que no sería suficiente la distancia para su aminoración debido a la cercanía de las zonas sensibles, no pudiéndose cumplir con los umbrales de ruido contenidos en la normativa vigente”.
Reconoce el informe una posible afectación de la calidad del agua del mar por las obras para el emisario y el inmisario, por la turbidez por el movimiento de fondos y la posibilidad de derrame de contaminantes en los fondos marinos. “En el caso del impacto en las aguas continentales, se verían afectadas las playa de Santa Águeda y Arguineguín cuyo periodo estimado sería muy prolongado por lo que no se puede minimizar el carácter negativo y significativo de todos estos impactos”.
Se afirma que los vecinos sufrían un aislamiento durante años por la limitaciones al acceso por carretera a servicios sanitarios y otro tipo de servicios en las poblaciones y se aborda las alteraciones del paisaje y en la morfología del entorno del entorno y los márgenes de los embalses de Soria y Chira, además del fondo del barranco de Arguineguín.
Asimismo destaca como significativos los efectos de la instalación de líneas para el transporte de electricidad y las alteraciones de varios barrancos y barranquillos, suponiendo un incremento del riesgo de avenidas e inundaciones.
Los daños mencionados también afectarían a excursionistas, al disfrute de zonas recreativas y turísticas (alrededores de las presas, Barranco de Arguineguín) y a los terrenos destinados al cultivo.
Asimismo se menciona “el uso de explosivos, problemas de seguridad vial, desplazamiento de rocas y avalanchas de tierras, ruido y el riesgo eléctrico y de accidentes en general”.
En la fase de funcionamiento seguirán existirán riesgos para la salud de carácter indirecto así como afecciones al bienestar de las personas. La ocupación del suelo por infraestructuras asociadas en el Barranco de Arguineguín, los tendidos eléctricos con la generación de ruido y la emisión de campos electromagnéticos, la posibilidad de vertidos de la salmuera o de contaminantes de la EDAM y su circuito en masas de agua subterráneas y superficiales, la generación de ruido por la EDAM y los sistemas de ventilación, son algunos ejemplos.
DÉCIMA.- Infracción a la normativa sobre seguridad de las presas
En la sección 4ª del capítulo IV del título III del Reglamento de Dominio Público Hidráulico aprobado mediante el Decreto canario número 86/2020, se regula el procedimiento de concesión administrativa para el aprovechamiento de aguas. El artículo 72 señala que dichos procedimientos respetarán los principios de publicidad, concurrencia, competencia y subordinación a la planificación hidrológica. El artículo 79.2 indica que a la solicitud de concesión le acompañarán obligatoriamente una descripción suficiente de la oferta, una justificación de la viabilidad de la concesión solicitada y una evaluación de sus ventajas e inconvenientes.
En junio de 2011, cuando se concedió el uso de la presas de Chira y de Soria, de sus vasos, y de sus aguas, a la mercantil “Unelco/Endesa”, la seguridad de la presas se encontraba regulada en el Reglamento del Dominio Público Hidráulico (Real Decreto 849/1986), recién modificado por el Real Decreto 9/2008, que trataba específicamente sobre el tema de la seguridad y por la Orden del Ministerio de Obras Pública, Transportes y Medio Ambiente de 12 de marzo de 1996, aprobando el Reglamento Técnico sobre Seguridad de Presas y Embalses (RTSPE). Los artículos 5º y 7º a) de la Orden indican que los titulares de presas públicas debían remitir una propuesta razonada al Ministerio, proponiendo la clasificación de la presa en relación a su riesgo, conforme disposiciones de la Directriz Básica de Planificación de Protección Civil, en el plazo de 1 año, estableciendo además otros plazos, en función de dicha clasificación, para efectuar una revisión y análisis general de la seguridad de la presa y embalse.
En función de lo dispuesto en el artículo 3 del RTSPE, las presas de Chira y de Soria tienen la consideración de “Grandes Presas”, al tener ambas una altura superior a los 15 metros. El artículo 5 obliga a los titulares de las presas a realizar una serie de actuaciones en relación a presas en explotación, como las de promover inspecciones periódicas para verificar su estado de conservación, efectuar auscultaciones periódicas o mantener un archivo técnico de la presa recogiendo todas las actuaciones realizadas en ellas, incluyendo actas de inspección y planes de auscultación. También deben contar con unas Normas de Explotación de la presa y el embalse, incluyendo la normativa de seguridad específica y deben someterse periódicamente a una inspección detallada.
En la actualidad, el Reglamento Técnico sobre Seguridad de Presas y Embalses ha sido derogado por el Real Decreto 264/2021, que aprueba las Normas Técnicas de seguridad para las presas y sus embalses, en vigor desde el 15 de abril de 2021, que permite a las presas ya clasificadas con anterioridad, mantener dicha clasificación, aunque en el plazo de 5 años, deberán someterse a nuevo estudio para adecuar dicha clasificación a las nuevas normas técnicas. También mantendrán su plan de emergencia, si ya lo tuvieran aprobado, fijándose nuevo plazo para elaborarlo en caso contrario. Se establecen plazos para realizar revisiones generales de seguridad y para adaptar las normas de explotación de presas y embalses a la nueva regulación.
El 28 de octubre de 2010, la Asamblea General Extraordinaria de la Comunidad La Lumbre, propietaria minoritaria de la presa de Soria, acuerda ceder la gestión de la presa.
Con motivo del procedimiento de la concesión administrativa del uso de las aguas y las presas de Chira y Soria, el Consejo Insular de Aguas publicó una memoria del anteproyecto para la convocatoria del concurso en la que incluyó las fichas de las que disponía relativas a ambas presas.
En cuanto a la presa de Chira, expediente 223-A, se describe como presa de gravedad, curva con R= 400 ms, aunque no puede leerse la clase de fábrica con la que está construida. Su altura es de 32 metros sobre el cauce, y la coronación tiene 256,7 ms de longitud y 5,22 ms de ancho. Su cauce se encuentra a 875 ms de altitud. Tiene una capacidad de 4.030.000 m3 y 45,21 Has. de superficie. Existe un aliviadero en margen derecho de obra de fábrica con perfil hidráulico de labio fijo, con 2 vanos. El proyecto de 1947 es de don Alfonso Caballero de Rodas, terminada en 1964. Hay un proyecto de reforma firmado por don Saturnino.
No tiene galerías, no tiene drenes, no tiene juntas, no tiene desagüe de fondo y dispone de 3 tomas de agua, una en la cota 2 ms, otra en la de 12 ms y la tercera a los 22 ms, con capacidad de 0,5 m3/seg.
Su propietario es del Cabildo Insular de Gran Canaria.
En cuanto a la presa de Soria, expediente 471-A, se describe como presa de bóveda de doble curvatura, con fábrica de hormigón en masa. Su altura sobre cimientos es de 132 ms. y de 120 ms. sobre cauce y la coronación tiene 148,45 ms. de longitud y 3,05 ms. de anchura. El cauce se encuentra a una altitud de 490 ms. Tiene una capacidad de 32.300.000 ms3, con 123,8 Has. de superficie. Existe un aliviadero de lámina libre en la margen izquierda con trampolín de lanzamiento, con 1 vano. Se terminó de construir en 1972, con proyecto del sr. Pérez Cerdá y de don Luís …
Cuenta con desagüe de fondo de embocadura de palastro de 70 ms3 de capacidad y 8 tomas de agua con dos tuberías en cada una de ellas de 300 mms. de diámetro. No tiene dispositivo de alarma, ni galerías, ni drenes ni juntas.
Su propietaria es la Comunidad de La Lumbre de Mogán.
El 03 de enero de 2011, el Presidente del Consejo Insular de Aguas de Gran Canaria aprobó el Pliego de Cláusulas, rector de un concurso de otorgamiento de la concesión de aguas y vaso de la presa de Chira. En el Boletín Oficial del Estado (BOE) del 12 de enero de 2011, el CIAGC anuncia la convocatoria de concurso público para la concesión administrativa de las aguas embalsadas y vaso de la Presa de Chira con fines hidroeléctricos (Chira – Soria) en la isla de Gran Canaria.
En junio de 2011 se adjudicó la concesión a “Unión Eléctrica de Canarias Generación SA (Unelco)”, indicándose que la finalidad era la de aprovechar un salto hidroeléctrico entre ambas presas.
Atendiendo a lo dispuesto en dicha Ley, Unelco/Endesa, presentó ante la “Dirección General de Política Energética y Minas”, del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, escrito renunciando a la concesión obtenida. La Dirección General dio traslado de dicho escrito al Consejo Insular de Aguas de Gran Canaria, a fin de que manifestara su opinión, lo que se efectuó mediante escritos remitidos al Ministerio durante el mes de marzo de 2014, mostrando su opinión favorable a la renuncia, siempre que el nuevo concesionario impuesto legalmente, asumiera las condiciones establecidas en el pliego de la concesión administrativa obtenida por Unelco.
En el BOE de 06 de mayo de 2014 se publica la Orden IET/728/2014 de 28 de abril en la que se acepta la renuncia presentada por Unelco/Endesa, a la ejecución de la “Central Hidráulica Reversible de 200 Mws de Chira-Soria, imponiéndole la obligación de transmitir el proyecto e instalaciones al operador del sistema, en un plazo de 6 meses.
El 23 de enero de 2015, Unelco/Endesa y REE/Reincan formalizaron un acuerdo de transmisión del proyecto de la central hidroeléctrica de Chira-Soria, acuerdo que fue refrendado por la junta de gobierno del Consejo Insular de Aguas, el 17 de julio de 2015.
El 26 de julio de 2016, REE entrega al Consejo Insular, el Reformado del Proyecto de Construcción de la Central Hidroeléctrica de Bombeo Soria-Chira.
Tras producirse la subrogación, desde el Consejo Insular se emitieron diversos informes que concluyeron en la necesidad de revisar el estado de las presas, antes de someterlas al nuevo régimen de funcionamiento que va a suponer la puesta en marcha de la Central Hidroeléctrica.
El Jefe de la Sección de Recursos Hidráulicos, informó sobre insuficiencia de medios para realizar el diagnóstico adecuado de la presas, mediante informe de 06 de septiembre de 2018.
El 10 de octubre de 2018, el jefe de sección de Recursos Hidráulicos I, redactó el pliego de prescripciones técnicas para la contratación del servicio de asistencia técnica para la redacción del proyecto “Adecuación de las presas de Chira y Soria”. En el documento se desarrollan los antecedentes del Proyecto y se indica que la presa de Chira no dispone de desagüe de fondo, galerías, red de drenaje, ni sistema de auscultación.
El 26 de abril de 2019 se aprueba, por resolución 2019/066, el expte. de contratación 04/19, de Asistencia Técnica para la redacción del proyecto de adecuación de las presas de Chira y Soria, con sus respectivos pliegos de cláusulas.
El 14 de mayo de 2019 se publica en la Plataforma de Contratos del Sector Público, el anuncio de licitación y el 16 de mayo de 2019 se publica el anuncio en el DOUE, finalizando el plazo de presentación de ofertas el 04 de junio de 2019.
El 02 de octubre, el Vicepresidente del Consejo Insular de Aguas de Gran Canaria, resolvió adjudicar el contrato para la redacción del proyecto, a la “UTE Chira-Soria”, por importe de 310.031,96€, contrato formalizado el día 11 de noviembre de 2020, fijándose un plazo de 7 meses para la redacción del proyecto.
En Decreto del Consejo Insular de 28 de junio de 2021 se amplía el plazo de redacción del proyecto hasta el 26 de septiembre de 2021.
El 13 de julio de 2021 se aprobó una modificación del contrato adjudicado, aprobando un presupuesto adicional de 30.992,64€, firmándose el correspondiente acuerdo entre el Consejo Insular y la UTE Chira-Soria, el día 28 de julio de 2021.
Desde 2014, se han realizado, de los que tengamos constancia, al menos 5 estudios sobre la estructura de la presa de Chira, y las conclusiones que se aportan en el mismo sólo son aproximadas, porque uno de los datos principales utilizados por los ingenieros no es dato real.
En 2014 ENDESA aportó al Proyecto CHB Soria-Chira (desde 2019 es CHIRA-SORIA) el Estudio tensional de la Presa de Chira. Los ingenieros adoptaron, para el cuerpo de la presa, una densidad de la mampostería de 2,4 Ton/m³ (coincide con la densidad de la mampostería del Proyecto de la Presa de Chira de 1947). Con ese dato las conclusiones fueron las siguientes: la presa cumple con los criterios de seguridad establecidos en la normativa vigente para los niveles de embalse considerados en las hipótesis de cálculo (información trasmitida verbalmente). Un estudio aproximado porque la densidad no es la densidad real de la Presa de Chira.
En 2016 REE aportó al Proyecto CHB Soria-Chira su Estudio estructural de la Presa de Chira. Se ejecutaron dos sondeos que dieron como resultado una densidad de los mampuestos de 2,2 Ton/m³ (4 piedras) para el cuerpo de la presa, mientras que la densidad de la cimentación fue de 2,1 Ton/m³ (4 piedras de ignimbritas: la piedra de calidad de la primera fase de construcción a principios de los años 40 del siglo XX después de localizar la grieta longitudinal que hay delante de la presa). La densidad de la mampostería de Chira es inferior a 2,1 y 2,2 Ton/m³ (cimentación y cuerpo). Los propios autores del estudio consideraron que la densidad de la fábrica de la Presa de Chira tiene un valor relativamente bajo, indicando además que la información existente sobre los materiales que conforman la presa y su comportamiento era relativamente escasa, por eso mismo los cálculos que realizaron en su estudio incorporaron hipótesis conservadoras. Es decir, su método es aproximado porque estimaron una densidad de la fábrica de Chira de 2,1 Ton/m³ (un valor conservador porque si la densidad de la mampostería es inferior tiende a ser desfavorable). Desfavorable de cara a la estabilidad de la presa. Cabe recordar que el peso propio es un parámetro fundamental de las presas de gravedad, porque de él deriva su estabilidad. En definitiva, con el dato conservador de 2,1 Ton/m³, un dato que no es real, las conclusiones del estudio fueron que el comportamiento de la presa ante las diferentes situaciones planteadas era admisible, aunque los ingenieros mostraron su 'preocupación' porque los datos no eran reales, precisos, suficientes.
En 2017 el Consejo Insular de Aguas de Gran Canaria (CIAGC) aportó al Proyecto CHB Soria-Chira su primer modelo de comportamiento tenso-deformacional de la Presa de Chira. Entonces el Cabildo de Gran Canaria no lo utilizó para explicar a los ciudadanos de Gran Canaria que estaban garantizadas todas las condiciones de seguridad de la Presa de Chira para el uso actual y para ser utilizada en el proceso de transición energética y transición hídrica, de acuerdo con la emergencia climática decretada por el Gobierno de Canarias y el de España. Tampoco se ha expuesto a la sociedad. El caso es que sabemos por el informe de 2021 del CIAGC que el estudio de 2017 hizo hincapié sobre la incertidumbre de los materiales empleados, aunque se aportó una densidad baja para el cuerpo de presa de 2,0 Ton/m³ y de 2,1 Ton/m³ para el terreno. Las conclusiones fueron que las tensiones eran compatibles con márgenes de seguridad razonables; que la estabilidad al deslizamiento del cuerpo de la presa, parece ser satisfecha con una estimación conservadora de los parámetros resistentes; y que la forma de la planta de la presa (curvada) favorece un efecto de confinamiento que favorece la estabilidad general al deslizamiento. Como podemos observar, se trata de otro informe aproximado: parece ser, estimación conservadora, incertidumbre de los materiales [reales] empleados.
En 2018 el CIAGC aportó al Proyecto CHB Soria-Chira el Estudio Geofísico de la Presa de Chira. Este trabajo se mantiene oculto a los ciudadanos de Gran Canaria. El Cabildo de Gran Canaria tampoco lo usó para explicar a la sociedad que estaban garantizadas todas las condiciones de seguridad de la Presa de Chira.En noviembre de 2021, la Sala nº 1 del Juzgado de lo Contencioso Administrativo dictó sentencia en el que se reconoce el derecho al acceso, consulta y copia del Reconocimiento Geofísico de la Presa de Chira.
En octubre de 2021 el Cabildo de Gran Canaria - CIAGC recibe otro informe aproximado, porque el peso de la presa (que viene determinado por la densidad del material que conforma la presa y su volumen empleado), fue tomado de los Informes de Vigilancia de Presas. Es decir, adoptaron una densidad para el cuerpo de presa de 2,1 Ton/m³ como "valor conservador". Las conclusiones que presenta este informe son las mismas que los demás informes realizados desde 2014: Chira presenta un buen comportamiento tenso-deformacional y márgenes de seguridad holgados respecto de su estabilidad general, estando garantizadas sus condiciones de seguridad estructural. Es incuestionable que el informe de 2021 también es otro estudio aproximado que no aporta la densidad real de la Presa de Chira. No defiende, con información y datos precisos, que la densidad de 2,1 Tn/m³ para la Presa de Chira sea la verdad, de ahí ese origen histórico de la densidad aportada por el Ingeniero de Vigilancia de Presas. Respecto a esa densidad de 2,2 Tn/m³ para el cimiento, deberían de haber aportado una explicación de lo encontrado antes de ejecutar las inyecciones y las características y datos de esas enigmáticas inyecciones.
En la actualidad, ninguna de las dos presas cumple con la normativa sobre seguridad de presas, en especial la presa de Chira. La Presa de Chira todavía no está dotada de elementos -auscultación e inspecciones- que permitan detectar con antelación si entra en una situación potencialmente insegura y si lo proyectado se cumple (Inspección, Auscultación e Interpretación); no está dotada de un órgano de desagüe que permita dominar el embalse; y hasta la fecha los responsables de la presa no han expuestos a la sociedad de Gran Canaria todos los documentos sobre su seguridad.
Chira es una presa de gravedad y resiste por su propio peso las solicitaciones desestabilizantes (como el peso propio, el empuje hidrostático, la presión intersticial, las acciones sísmicas, el efecto del oleaje, las variaciones de temperatura). Respecto al peso propio, cabe indicar que es el parámetro fundamental en las presas de gravedad, pues de él deriva su estabilidad. Para Chira, su valor permanente es función de las dimensiones y la forma de la presa, y viene dado por el producto de su sección transversal (incluyendo la coronación) por el peso específico de la mampostería. La mampostería es la suma de los mampuestos (piedras) más el mortero (cal, cemento, arena). Tiene dos juntas de trabajo, la primera estaba oculta por los escombros existentes a pie de presa (parcialmente retirados al realizar inyecciones en 2021 en el terreno), mientras que la segunda está a 7,60 m del piso del camino de coronación (ambas juntas quedaron expuestas por las dos interrupciones de los trabajos de construcción de la presa). Tiene importantes filtraciones en el contacto roca – muro del estribo derecho, en el paramento (sobre todo en el estribo izquierdo) y bajo el cauce.
Se puede concluir que no están garantizadas las condiciones de seguridad del muro de Chira porque su titular y su gestor no cumple con las normativas, mientras que todos los informes realizados han utilizado datos aproximados, no reales.
No se han hecho públicos los informes efectuados en relación a la presa de Chira, con motivo de la tramitación del proyecto de Chira/Soria, conociendo tan solo los resultados de los mismos, coincidentes en garantizar la seguridad de las presas, pero sin someterlos ni a contradicción, ni a análisis crítico.
El simple hecho de la gran cantidad de informes encargados y realizados en los últimos años evidencia la poca confianza que el propio CIAGC tiene sobre el estado de la presa de Chira. El propio director del proyecto, don Yonay Jesús Concepción muestra reticencias acerca del estado de la presa de Chira ( https://youtu.be/x3gkq6ICqUw ).
UNDÉCIMA.- Infracciones a las leyes de protección del patrimonio histórico y cultural
En relación al “Estudio de Impacto sobre el Patrimonio Histórico del ámbito del reformado del Proyecto central hidroeléctrica de bombeo Chira-Soria”, obrante en el Proyecto cuya ejecución se ha aprobado, en el que se describen las medidas correctoras a realizar para proteger el patrimonio arqueológico y etnológico insular que va a resultar afectado por la ejecución de la obras, con fecha 27 de febrero de 2018 y al “Estudio Arqueológico” de 25 de mayo de 2020, hay que indicar que no cumplen ni con las prescripciones establecidas en la derogada Ley 4/1999, de 15 de marzo, de Patrimonio Histórico de Canarias, ni con las que figuran en la vigente Ley 11/2019 de 25 de abril, de Patrimonio Cultural de Canarias; tampoco con la normativa de la Unión Europea ni con otros tratados y convenios internacionales suscritos por España y que tratan sobre la conservación del patrimonio histórico y cultural.
La Ley 11/2019 del Patrimonio Cultural de Canarias, mejora la protección de los bienes etnográficos y los bienes arqueológicos, incluyendo en su ámbito de protección, el paisaje entorno a los mismos, obligando a la conservación de todos los bienes etnográficos y culturales canarios, así como la del paisaje en que se enmarcan, sean de la categoría que sean.
Por ello, el Decreto 114/2021, de 25 de noviembre, de la Consejería de Transición Ecológica, Lucha contra el Cambio Climático y Planificación Territorial, aprobando la ejecución del proyecto de la CHChS, viola y es contrario a Ley, y nulo de pleno derecho, como lo es el mencionado informe arqueológico del Cabildo de Gran Canaria, al suponer la afección antijurídica de:
Aquellos caminos, veredas, senderos, y otros bienes arqueológicos y etnográficos, ya conocidos e identificados en 2018 y que finalmente van a ser invadidos y modificados durante la ejecución del proyecto.
El Paisaje en el que están integrados dichos caminos, y buena parte de los bienes arqueológicos existentes y reflejados en todas las actuaciones arqueológicas.
Los bienes del Patrimonio Cultural Canario, “hallados”, tras la recuperación e interpretación de textos históricos, que en combinación con la tradición oral, han permitido situar lugares de gran importancia en la historia canaria, así como las vías de comunicación entre ellos.
Todo ello que supone en conjunto la violación los artículos 1, 10, 56, 57, 85 y 96.1.g de la Ley 11/2019, y con ello el incumplimiento de la Ley 4/2017 del Suelo de Canarias, del PIDESC y de la Declaración 61/295 de Pueblos Indígenas de la ONU.
Por ejemplo, el artículo 96 de la Ley 11/2019 establece:
1. El patrimonio etnográfico de Canarias está compuesto por todos los bienes muebles, inmuebles, espacios, lugares o elementos que constituyan testimonio y expresión relevantes de la identidad, la cultura y las formas de vida tradicionales de Canarias.
A los efectos de su inclusión en los instrumentos de protección previstos en esta ley, se considerará que ostentan valores etnográficos los siguientes elementos:
a) Los lugares que conserven manifestaciones de significativo interés histórico de la relación tradicional y popular entre el medio físico y las comunidades humanas que lo han habitado o utilizado, especialmente aquellos paisajes culturales entendidos como territorio o espacio humanizado, cuya antropización ha configurado un modelo específico de interacción con el entorno.
b) Los espacios o elementos vinculados a tradiciones populares, creencias, ritos y leyendas especialmente significativos.
c) Las construcciones y conjuntos que manifiesten de forma notable las técnicas constructivas, formas y tipos tradicionales de las distintas zonas de Canarias resultado del hábitat popular, como poblados de casas o cuevas y haciendas.
d) Los bienes muebles e inmuebles ligados a las actividades productivas preindustriales tradicionales y populares, a las actividades primarias y extractivas, hidráulicas, a la recolección y a las actividades artesanales tradicionales, así como a los conocimientos técnicos, saberes, herramientas, prácticas profesionales y tradiciones ligadas a los oficios artesanales. Especialmente, la loza (alfarería) tradicional y su técnica ancestral, así como el BIC Seda de El Paso, en La Palma.
e) Los elementos representativos del mobiliario y el ajuar doméstico tradicionales, la vestimenta y el calzado.
f) La documentación gráfica y audiovisual, como grabados, fotografías, fotografías minuteras y dibujos, que contengan referencias y elementos documentales sobre la vida, usos y costumbres, personajes y lugares.
g) Bienes muebles e inmuebles relacionados con el transporte, acarreo y comercio, especialmente, las redes de comunicación tradicionales, tales como caminos, cañadas o similares, así como la toponimia, el callejero tradicional y las marcas.
2. La anterior relación de bienes, actividades y manifestaciones se entiende como enunciativa y no limitativa y comprenderá cualesquiera otros aspectos ligados a la cultura tradicional y popular de Canarias.
Centrándonos por ejemplo en las veredas y caminos, que están incluidos como patrimonio cultural por el artículo 96.1.g de la Ley 11/2019, y definidos explícitamente como Patrimonio Etnográfico de Canarias, y parte de nuestro Patrimonio Cultural, deben ser protegidos y conservados conforme a lo previsto en los artículos 56 y 57 de dicha Ley. Dicha protección y conservación, conforme al artículo 10 de la misma Ley 11/2019, se extiende a la delimitación correcta de los mismos, incorporando aspectos geográficos (como el barranco y los promontorios rocosos), los visuales, los medioambientales incluidos los que reflejen la historia de la comunidad (como la flora y fauna utilizadas por la población tanto en el periodo arqueológico como en el etnográfico).
El Proyecto en ningún caso puede invadir, y menos destruir, o modificar el paisaje en el que se pueden comprender e interpretar el patrimonio cultural canario conocido en 2018 y que se ven afectados según el propio Estudio de Patrimonio Arqueológico - SCI2-GEN-ACT-MEAM-EST-020411-001 de 25 de mayo de 2020, al invadirse las veredas y senderos que reconocen deben modificar y trasformar.
Conforme a lo reflejado en el Estudio de Patrimonio Arqueológico de 25 de mayo de 2020, el Proyecto Aprobado por el Decreto 114/2021, incumple y viola la Ley 11/2019 de Canarias, y sus homólogas y tratados citados, concretamente en relación a los siguientes bienes arqueológicos y etnográficos conocidos:
Arqueológicas: El proyecto invade, modifica y/o afecta al paisaje de las ARQ 003 (Granero / Almacén – Lomo del Corral), 004 (Cueva Chira), 006 (Cañada Honda), 007 (Mesa de Soria – Lomo de La Palma), 008 (cueva del gusano), 009 (la Felisia II), 010 (la Felisia I), 011 (Lomitos de los Picachos), 012 (Degollada de Cortadores), 016 (Degollada de la Madera II), 018 (Alto de la Majada), 019 (Paredón Canario), 023 (la Mina), 024 (Punton del Palomar), 025 (Barranco La Jarra), 026 (La Jarra – San José), 027 (Barranco del Toscón), 028 (las Crucitas), 032 (El Pajar – Sta. Águeda), 033 (Lomo La Palma), 035 (El Brusco), 040 (Cañada de Agua de la Perra), 041 (Punton de Gavilanes), 080 (Llano de Vento), 084 (Las Cañadillas II), 089 (era de Cho Roque).
Etnográficas: El proyecto invade, modifica y/o afecta al paisaje de los ETN 001 (estanque), 002 (estanque Chira), 005 (Presa Chira), 008 (casa – cueva del Lomo del Conejo), 009 (Cueva del Lomo del Conejo), 010 (Caserío del Lomo del Conejo), 011 (alpendres), 013 (conjunto de casas y alpendre), 014 (Mina del Cercado de Espino), 015 (estanque), 017 (Filtro), 019 (Cantonera), 020 (cantonera), 021 (cantonera – arqueta), 022 (cantonera), 025 (cuarterías), 028 (cuarterías), 029 (cueva refugio), 030 (cuarterías), 033 (abrigo / redil), 082 (era de trilla), 083 (abrigo /redil).
Algunos de estos bienes de nuestro Patrimonio Cultural se violan incluso en varias de las actuaciones contempladas en el Proyecto, actuaciones que son esenciales de ese Proyecto y que deben ajustarse a la legalidad vigente, y que deben, en cualquier caso ser trasladadas a otras ubicaciones que no afecten al Patrimonio Cultural, incluido el Paisaje como parte de él.
En ese sentido destacar las afecciones de las actuaciones en la Mesa de Soria – Lomo de La Palma y en el Lomo del Conejo a las diferentes unidades del Patrimonio Cultural referenciadas en el expediente, y que ya por sí mismas, son un conjunto de patrimonio cultural, que es invadido y modificado por el proyecto.
DUODÉCIMA.- SOLICITUD DE SUSPENSION CAUTELAR DE LA AUTORIZACIÓN DE LA EJECUCIÓN
Se ha acreditado que en realidad el proyecto no es la mejor opción para lograr ninguno de los fines técnicos pretendidos:
La contribución a la garantía de suministro de la CHChS será insignificante
Existen alternativas mucho más eficaces para dotar de seguridad al sistema
Tampoco es la mejor opción para favorecer la integración de energías renovables
El importe económico de esta instalación absolutamente innecesaria, y que pagarán todos los ciudadanos, será elevadísimo. El presupuesto de la obra e instalaciones, desarrollado en una escueta página del proyecto “reformado II”, se establece, a 04 de mayo de 2020, en 390.895.288,96€. En dicho presupuesto no se incluye el coste de la trasmisión del proyecto a REE (11.200.000€), el coste de una estación transformadora ya construida en “Santa Águeda”, el coste del proyecto y de las obras de adecuación de las presas de Chira y de Soria, el coste de la ampliación de la EDAM, presupuestado ya en 1.700.000€, el coste de las posibles expropiaciones y el habitual sobrecoste que se produce a medida que se desarrollan las obras.
Existe numerosa información y documentación que no se ha hecho pública, como las condiciones en que la “Comunidad La Lumbre” cedió la gestión, no sabemos a quien, de la presa de Soria; el contrato de cesión de la concesión de “Unelco/Endesa” en favor de “Red Eléctrica de España”; el proyecto de adecuación de la presa de Chira y su coste o la Resolución 1.028/2021 de la Dirección General de Energía y la Orden 247/2021 del Consejero de Transición Ecológica, declarando que las obras proyectadas son de interés general, pero lo que más llama la atención es el absoluto oscurantismo en cuanto a los aspectos económicos relativos al funcionamiento de la Central:
No existe una previsión del coste de la desalinización del agua, ni del bombeo de dicha agua hasta la presa de Chira.
Se desconoce el porcentaje de agua desalinizada debe destinarse al riego agrícola.
No existe ningún dato sobre la eficiencia eléctrica de la instalación considerada en su conjunto.
Pero lo más llamativo, es que se desconoce absolutamente todo, en relación al régimen retributivo que va a otorgarse a REE y si van a otorgarse subvenciones para la construcción de la Central.
El proyecto para instalar un sistema anticuado, ineficiente, innecesario y muy caro, para almacenar y generar energía eléctrica, que además va a suponer unas gravísimas, permanentes y en gran parte, desconocidas afecciones al maltratado medio ambiente de Gran Canaria.
Van a verse afectadas de forma permanente, 4 Zonas Especiales de Conservación, estando además muy próxima a 2 Zonas Especiales de Protección de Avifauna, que serán afectadas sin duda alguna durante el desarrollo de las obras de construcción, incluidas en la Red Natura 2.000.
Van a afectarse de forma permanente espacios incluidos en la red canaria de Reserva de la Biosfera.
No existe ningún estudio de viabilidad económica que suponga una mejora en los costes energéticos en su producción ni en su beneficiario final, los y las ciudadanas de Canarias, ni a una reducción de las emisiones de CO2.
Van a verse afectados de forma permanente numerosos bienes arqueológicos y etnográficos de la isla.
Va a modificarse el ciclo natural del agua, introduciendo en el centro de la isla gran cantidad de agua de mar desalada, ignorando absolutamente los efectos que dicha actuación puede tener tanto en las masas superficiales y subterráneas de la zona afectada, así como los efectos que puede tener el uso de dicha agua como riego de zonas agrícolas.
Se desconoce el efecto que el nuevo uso de las presas puede tener en la seguridad de las mismas.
Se desconoce el efecto que la construcción de la gran cueva artificial proyectada, lo que implica el uso masivo de explosivos puede tener, tanto geológicamente, como en el medio ambiente que rodea la zona.
Se desprecian los efectos que sobre la salud de las personas residentes en la zona, pueden acarrear las obras proyectadas.
A pesar de todas las declaraciones en las que nuestros responsables políticos apuestan por el cambio de modelo productivo, presumiendo de promover la diversificación de nuestra economía y el impulso a la economía sostenible y respetuosa con el medio ambiente, podemos comprobar como en realidad, se aprueban proyectos que suponen la continuidad de las políticas de ejecución de grandes obras públicas absolutamente innecesarias y que solo favorecen a las grandes empresas que van a intervenir en su ejecución y explotación, con la única excusa de generar unos cuantos puestos de trabajo temporales.
Para intentar homologar la ejecución de la obra, el Gobierno de España, el Gobierno de Canarias y el Cabildo Insular de Gran Canaria, de común acuerdo, no han dudado en modificar todas las normas vigentes sobre las que tienen potestad legislativa, y que impedían el desarrollo del proyecto, y en infringir directamente todas aquellas normas, que por corresponder a una jerarquía superior, la europea, no han podido modificar.
Considerando por tanto, que cualquier actividad que se desarrolle en ejecución del proyecto aprobado, va a suponer afecciones permanentes e irreversibles y considerando que se ha acreditado que el proyecto se ha seguido tramitando y se ha autorizado en clara y flagrante infracción de numerosa normativa comunitaria, tal y como se ha expuesto en las distintas alegaciones, incurriendo así en causas de nulidad de pleno derecho, es procedente, de acuerdo a lo dispuesto en al artículo 117 de la Ley 39/2015 del Procedimiento Administrativo Común de las Administraciones Públicas dictar acuerdo suspendiendo la ejecución del proyecto denominado “Central hidroeléctrica de bombeo Chira-Soria. Reformado del proyecto de construcción. Modificado II”.
Por todo ello SOLICITAMOS:
Que por parte del Gobierno de Canarias se acuerde:
Primero: Anular el Decreto 114/2021 al incurrir en motivos de nulidad de pleno derecho, al asumirse competencias que no corresponden al Gobierno de Canarias, contradiciendo a lo dispuesto en el ordenamiento jurídico europeo y estatal, habiendo sido dictado prescindiendo total y absolutamente del procedimiento legalmente establecido para ello y pudiéndose además incurrir en responsabilidad patrimonial de acuerdo al principio de responsabilidad del estado por incumplimiento del Derecho comunitario y a la responsabilidad patrimonial de la administración públicas conforme lo dispuesto en el artículo 3 de la Ley 26/2007 de responsabilidad medioambiental, al infringirse numerosa normativa, como por ejemplo, la señalada a lo largo del Recurso, destacando:
- Infracción del artículo 191 del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea.
- Infracción de lo dispuesto en los artículos 9 y 44 de la Directiva 2009/72/CE y los artículos 54, 66 y 71 de la Directiva (UE) 2019/944 y del artículo 22 de la Ley 39/2015.
- Infracción de lo dispuesto en el artículo 59 y ss. de la Directiva 2019/944 y del artículo 7 de la Ley 3/2013.
- Infracción de lo dispuesto en el artículo 5 de la Ley 17/2013.
- Infracción de lo dispuesto en la Directiva 2000/60/CE, del artículo 20 de la Ley 12/1990.
- Infracción de lo dispuesto en el artículo 6.3 de la Directiva 92/43/CEE.
- Infracción de lo dispuesto en el Real Decreto 849/1986 y Real Decreto 264/2021.
Segundo: Subsidiariamente, se proceda a anular igualmente el Decreto por incurrir en causas de anulabilidad al haber sido dictado infringiendo el ordenamiento jurídico, por los mismos motivos expuestos en el apartado anterior.
Tercero: Suspender la ejecución del Decreto impugnado, de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 117 apartados 2 y 3 de la Ley 39/2015, puesto que la ejecución del proyecto va a causar perjuicios de imposible reparación y el Decreto es nulo de pleno derecho por los motivos expuestos.
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