Presente y futuro de la generación de energía hidráulica en España. Cuestiones jurídicas. Situación actual y perspectivas 2025-2030

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1. Introducción

La energía hidráulica ha desempeñado históricamente un papel clave en el sistema eléctrico español y mantiene un peso estructural esencial por su gestión flexible y su aportación a servicios de ajuste, operación y estabilidad de la red. El Informe del Sistema Eléctrico 2024 de Red Eléctrica señala que la generación hidráulica contaba con 17.097 MW de potencia hidroeléctrica instalada, lo que representa aproximadamente un 13,3% de la capacidad total de generación [1]. Las tecnologías más relevantes siguen siendo: (i) convencional de embalse y fluyente y (ii) reversible/bombeo.

En términos de producción, la generación hidroeléctrica es muy variable interanualmente según la pluviometría: en 2024 (año húmedo) aportó 34.912 GWh (un 13,3% de la generación eléctrica total) frente al 9,8% en 2023 (año seco). Esta variabilidad refleja la dependencia de las condiciones hidrológicas. En años muy lluviosos la producción hidráulica puede superar los 40.000 GWh, mientras que en años de sequía puede caer por debajo de la mitad de esa cifra.

El parque hidroeléctrico español se compone tanto de grandes centrales en embalses como pequeñas minicentrales, así como sistemas de bombeo reversible para almacenamiento energético. España dispone de unos 3.331 MW de capacidad de bombeo puro (sobre un total de 3.356 MW de almacenamiento eléctrico en 2024), infraestructura que permite almacenar excedentes renovables y gestionar la producción, contribuyendo a la estabilidad del sistema.

En el marco de la transición energética y los objetivos climáticos, el papel de la generación hidráulica en España enfrenta desafíos y oportunidades. Por un lado, su capacidad instalada se ha mantenido prácticamente estable en la última década (no experimenta crecimientos significativos desde 2012), debido a las limitaciones geográficas y medioambientales para nuevos aprovechamientos de mayor tamaño. Por otro lado, las centrales existentes cobran nueva relevancia como apoyo al incremento de energías renovables variables o discontinuas (eólica y solar), y se están impulsando proyectos de repotenciación y almacenamiento por bombeo.

La planificación 2030, conforme al Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), contempla mantener la potencia hidráulica en torno a 17-18 GW, incorporando GW adicionales de bombeo, dentro de un sistema eléctrico que -no podemos soslayar- deberá ser 81% renovable al final de dicho período [2].

En este contexto, surgen importantes cuestiones jurídicas vinculadas a la gestión de los aprovechamientos hidroeléctricos:

La mayoría de las grandes concesiones hidráulicas datan de mediados del siglo XX y alcanzaran el término de caducidad concesional en las próximas décadas, planteando escenarios de reversión de instalaciones al Estado y posibles nuevos modelos de gestión pública o re-licitación.
La legislación ambiental y de aguas ha evolucionado para imponer exigencias muy estrictas (por ejemplo, caudales ecológicos mínimos, protección de ecosistemas acuáticos) que condicionan la operación de las centrales.
La normativa eléctrica también se encuentra en adaptación para integrar el almacenamiento energético, mejorar la flexibilidad del sistema y garantizar la seguridad de suministro.

El presente artículo trata de analizar los principales aspectos -presentes y futuros- del régimen jurídico de la generación de energía hidráulica en España. Se examina el marco normativo vigente (eléctrico y de aguas), el régimen concesional aplicable (duración, extinción y reversión de concesiones), las autorizaciones administrativas necesarias en materia ambiental, la jurisprudencia reciente más relevante (especialmente sobre caudales ecológicos y planificación hidrológica), así como las tendencias regulatorias y perspectivas para el periodo 2025–2030. Finalmente, se identifican los riesgos jurídicos para el sector hidroeléctrico. No forman parte del estudio el régimen fiscal y las cuestiones que se plantean al respecto.

2. El grupo normativo aplicable: eléctrico y de aguas

El régimen jurídico de la generación hidroeléctrica en España se encuentra en la confluencia de dos ámbitos normativos principales: el eléctrico y el de aguas.

i. Normativa jurídica especifica del sector eléctrico.

La norma marco es la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico (“LSE”), que define la organización y funcionamiento del sistema eléctrico español. Dicha ley –junto con sus posteriores desarrollos reglamentarios– fija las bases del régimen jurídico y económico de la generación de energía, incluyendo la de fuentes renovables, estableciendo como principios generales la liberalización del sector y libre competencia en la generación y la sostenibilidad económica del sistema.
Conforme al artículo 53 LSE y la normativa de desarrollo, las instalaciones de producción eléctrica requieren autorizaciones administrativas (previa, de construcción y de explotación) antes de su puesta en servicio. En la actualidad, la competencia para autorizar nuevas centrales hidroeléctricas corresponde: (i) a la Administración General del Estado, si la instalación propuesta tiene potencia superior a 50 MW o afecta a más de una comunidad autónoma, y (ii) a las comunidades autónomas, en caso de instalaciones de hasta 50 MW dentro de su ámbito territorial.
Esta distribución competencial establecida en el citado artículo 53 LSE se aplica en tanto que no se apruebe un reglamento unificado (sigue vigente supletoriamente el Título VII del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica (“RD 1955/2000”)). Además, el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, y normas conexas regulan el régimen económico específico de las energías renovables, cogeneración y residuos, complementando lo dispuesto por la LSE.
En este contexto normativo, las pequeñas centrales hidráulicas (minihidráulicas, típicamente inferiores o iguales a 50 MW) han podido acogerse históricamente a regímenes retributivos especiales o a subastas renovables, mientras que las grandes centrales operan principalmente en el mercado mayorista sin prima específica.
Por último, cabe señalar que la normativa eléctrica incluye requisitos transversales aplicables a todas las tecnologías (códigos de red, reglas de operación, garantías de origen renovable, etc.), y que recientes medidas –como el Real Decreto-ley 15/2018, de 5 de octubre, de medidas urgentes para la transición energética y la protección de los consumidores o el Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias económicas y sociales de la guerra en Ucrania– han incorporado ajustes urgentes (por ejemplo, para facilitar el autoconsumo, reforzar la seguridad del sistema, o en 2022, reactivar el canon hidroeléctrico como se verá más adelante).

ii. Legislación de aguas.

El aprovechamiento hidroeléctrico se rige fundamentalmente por el Real Decreto Legislativo 1/2001, de 20 de julio, por el que se aprueba el texto refundido de la Ley de Aguas (“TRLA”) y su normativa derivada. El TRLA incorpora las sucesivas reformas desde la Ley 29/1985, de 2 de agosto, de Aguas. Esta ley regula el dominio público hidráulico (“DPH”), el uso privativo de las aguas y las competencias de las Administraciones del agua (Estado y Comunidades Autónomas).
El desarrollo normativo posterior, se centra en el Reglamento del Dominio Público Hidráulico (“RDPH”), aprobado por Real Decreto 849/1986, de 11 de abril, por el que se aprueba el Reglamento del Dominio Público Hidráulico, que desarrolla los títulos Preliminar, I, IV, V, VI y VII de la Ley 29/1985, de 2 de agosto, de Aguas, y posteriormente modificado en diversas ocasiones (entre otros, por ejemplo, el Real Decreto 9/2008, de 11 de enero, por el que se modifica el Reglamento del Dominio Público Hidráulico, aprobado por el Real Decreto 849/1986, de 11 de abril).
El TRLA establece que las aguas continentales superficiales son bienes de dominio público estatal, cuyo aprovechamiento especial (más allá de los usos comunes) requiere título concesional administrativo. Asimismo, consagra principios como la unidad de la gestión de la cuenca hidrográfica, la prioridad de usos esenciales (abastecimiento) y la protección ambiental de las masas de agua en línea con la Directiva 2000/60/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de octubre de 2000, por la que se establece un marco comunitario de actuación en el ámbito de la política de aguas (“Directiva Marco del Agua”).

iii. Planificación y normativa sectorial complementaria.

Existen además normas específicas en materia de planificación hidrológica y seguridad de presas que también atañen a las centrales hidroeléctricas. La planificación hidrológica se articula mediante los Planes Hidrológicos de Demarcación (actualmente tercer ciclo 2022–2027, aprobados por reales decretos en enero de 2023), que fijan entre otros los caudales ecológicos por río y las reservas, condicionando las operaciones de los embalses. Estos planes se dictan al amparo del TRLA (que en su artículo 40 y siguientes incorpora la planificación obligatoria) y la Directiva Marco del Agua, teniendo carácter normativo.
En cuanto a la seguridad de las presas y embalses cuenta con una regulación técnica específica: el reciente Real Decreto 264/2021, de 13 de abril, por el que se aprueban las normas técnicas de seguridad para las presas y sus embalses (“RD 264/2021”), aprobó nuevas normas técnicas de seguridad para presas, actualizando obligaciones de los titulares en cuanto a revisiones, planes de emergencia, etc. El RD 264/2021 refuerza la prevalencia de los criterios de seguridad de la infraestructura sobre cualquier otro, imponiendo a los explotadores deberes adicionales (por ejemplo, la revisión quinquenal de las normas de explotación de la presa) para minimizar riesgos. Aunque la seguridad de presas trasciende el ámbito puramente energético, su cumplimiento estricto es un imperativo jurídico para los titulares de centrales hidroeléctricas que operan esas presas.

iv. Condicionantes ambientales y de planificación.

Por último, de acuerdo con la Ley 21/2013, de 9 de diciembre, de evaluación ambiental, los proyectos hidroeléctricos y repotenciaciones requieren un estudio de impacto ambiental (“EIA”) (ordinaria o simplificada) y, en su caso, una evaluación ambiental estratégica (“EAE”) en la planificación.

v. Conclusión.

Podemos concluir que cualquier proyecto hidroeléctrico (incluidos los proyectos de repotenciación) se somete a un doble régimen jurídico: debe obtener una concesión de aguas que habilite el uso privativo del caudal y la ocupación del DPH, y simultáneamente debe cumplir la normativa eléctrica, obteniendo las autorizaciones de instalación eléctrica correspondientes. Además, la instalación estará sujeta al Derecho ambiental (evaluación de impacto, caudales ecológicos, etc.) que deriva en buena medida del TRLA y la normativa medioambiental general. Este entramado normativo impone a los operadores hidroeléctricos una cuidadosa observancia de doble control administrativo (energético y de aguas), a fin de garantizar tanto la adecuada prestación del servicio eléctrico como la preservación del dominio público hídrico y del medio ambiente asociado.

3. Régimen concesional: requisitos, plazos, caducidad y reversión

i. La concesión administrativa de aguas.

Mediante la concesión, la Administración hidráulica (organismo de cuenca o comunidad autónoma, según el ámbito) otorga al peticionario el derecho al uso privativo del agua pública para generación eléctrica, así como la ocupación de cauces y terrenos del dominio público hidráulico necesarios (presas, canales, centrales, etc.). A diferencia de otras instalaciones de generación (que solo requieren autorizaciones energéticas), en la hidráulica la concesión de aguas es indispensable desde la misma fase de proyecto y condiciona la viabilidad legal de la central.

En cuanto a los requisitos y procedimiento de otorgamiento, la concesión de aguas se rige por lo dispuesto en el Título IV TRLA y el Título II RDPH. Cualquier uso privativo no común (como la producción hidroeléctrica) exige obtener previamente este título habilitante, salvo excepciones menores del artículo 54 TRLA. El procedimiento ordinario se desarrolla bajo principios de publicidad y concurrencia competitiva: la solicitud de concesión se somete a información pública, pudiendo presentarse solicitudes en competencia, y se valoran criterios como la utilización racional del recurso y la protección del entorno. Se prefieren, en igualdad de condiciones, las propuestas que ofrezcan un uso más eficiente del agua y mejor protección ambiental.
El esquema simplificado del procedimiento ordinario para el otorgamiento de concesiones de aguas con fines hidroeléctricos en España incluye las fases de solicitud, información pública, evaluación técnica-ambiental y resolución administrativa.
La concesión debe respetar en todo momento las previsiones del Plan Hidrológico de la cuenca correspondiente (por ejemplo, disponibilidad de caudales, caudales ecológicos, clasificación del tramo). Cabe destacar que la concesión no garantiza la disponibilidad íntegra de caudal en situaciones de escasez: el título queda sujeto a eventuales restricciones por sequía u otras prioridades, dado el carácter no garantizado del agua concedida. Además, la resolución concesional incorpora un condicionado (general y específico) con obligaciones para el concesionario: caudal máximo derivable, caudal ecológico a respetar, dispositivos de control (esclusas, escalas de peces), medidas ambientales, etc., de conformidad con el artículo 61 TRLA y el RDPH.
La obtención de la concesión de aguas no exime al concesionario de recabar otros permisos o licencias exigibles por diferentes normativas. Así, paralelamente a la concesión hidráulica, el promotor necesitará la autorización de instalación eléctrica (administrativa y de construcción) y la aprobación ambiental (declaración de impacto ambiental), entre otras. La concesión de aguas se otorga discrecionalmente atendiendo al interés público (artículo 59.1 TRLA), y la resolución debe ser motivada en función de los criterios legales. En caso de concurrencia de varios solicitantes sobre un mismo aprovechamiento, la Administración comparará las ofertas y elegirá la más conveniente al interés general. El procedimiento completo suele prolongarse varios años, dada su complejidad técnica y evaluadora.

ii. Plazo de duración de las concesiones.

A diferencia de los antiguos aprovechamientos perpetuos del pasado, la legislación vigente impone la temporalidad de las concesiones de aguas. La duración máxima está fijada en 75 años, incluidas eventuales prórrogas. Este límite se estableció con la Ley 29/1985, de 2 de agosto, de Aguas (reduciendo el anterior máximo de 99 años) y responde al principio de que el dominio público no puede ser apropiado indefinidamente por particulares. En coherencia, el artículo 59.4 TRLA dispone que cada concesión “tendrá carácter temporal y plazo máximo de duración, incluidas sus prórrogas, no superior a setenta y cinco años”.
La fijación del plazo concreto dentro de ese máximo depende de las características de la obra y el proyecto. Tradicionalmente las concesiones que presumían una importante inversión en infraestructuras se otorgaron a 75 años. La normativa permite prórrogas parciales en supuestos tasados: si para la “normal utilización” de la concesión se hiciesen obras indispensables cuyo coste no pueda amortizarse antes del fin del plazo inicial, este podrá prorrogarse hasta por 10 años adicionales (una sola vez) para permitir dicha amortización (artículo 59.6 TRLA). Esta figura ha sido utilizada cuando los concesionarios acometen inversiones significativas de mejora o ampliación [3].
La política legislativa actual pone de manifiesto una tendencia a revisar a la baja algunos plazos concesionales para mejorar la adaptación al cambio climático. El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha recomendado que al otorgar nuevas concesiones se considere el impacto del cambio climático en la disponibilidad hídrica, pudiendo fijar plazos más reducidos en función de dicha consideración.

iii. Caducidad, extinción y reversión.

El derecho concesional sobre el agua puede extinguirse por las causas legalmente previstas. La más natural es el vencimiento del plazo establecido: cumplidos los años de concesión, se extingue el derecho sin necesidad de declaración expresa (salvo que se hubiese otorgado prórroga antes del vencimiento). Declarada la caducidad, o llegada la expiración del plazo concesional, la consecuencia jurídica crucial es la reversión de las instalaciones al Estado o ente público titular del dominio hídrico.
El artículo 53 TRLA enumera otros supuestos de extinción: la caducidad anticipada por incumplimiento de las condiciones o por no usar la concesión durante más de tres años por causa imputable al titular; la expropiación forzosa acordada por razones de interés público; o la renuncia del concesionario aceptada por la Administración. La caducidad por incumplimiento requiere un expediente administrativo sancionador en el que se constate la infracción grave de las condiciones (por ejemplo, derivar más agua de la autorizada, no respetar caudales mínimos, etc.) o el abandono injustificado de la explotación.
Conforme al TRLA, al extinguirse una concesión hidroeléctrica, todas las obras e instalaciones construidas en el dominio público hidráulico revierten a la Administración competente, de forma gratuita y libres de cargas. Este mandato, consagrado en el artículo 53.4 TRLA, implica que el concesionario saliente no tiene derecho a indemnización por las infraestructuras revertidas, dado que su amortización se entiende cubierta por la explotación durante el plazo concesional. En palabras de la ley: “al extinguirse el derecho concesional, revertirán a la Administración competente, gratuitamente y libres de cargas, cuantas obras hubieran sido construidas” dentro del DPH para la explotación. Es decir, la presa, central, canales y demás elementos enclavados en cauces públicos pasan a titularidad pública al finalizar la concesión.
Este principio jurídico abre las puertas a que la Administración, tras la reversión, pueda decidir el futuro del aprovechamiento: explotarlo directamente (por gestión pública o a través de empresa estatal), volver a licitarlo otorgando una nueva concesión a otro operador, o incluso desmantelarlo si así lo aconsejan razones ambientales o de seguridad.
EL TRLA limita y no garantiza un derecho de renovación automática al antiguo concesionario a ciertos usos prioritarios (riego o abastecimiento). De hecho, el artículo 53.3 TRLA solo prevé que cuando el agua se destina a riego o abastecimiento poblacional, el titular saliente pueda obtener una nueva concesión con igual uso, si lo solicita en los últimos cinco años de vigencia o en el trámite de extinción. Esta especie de preferencia legal de renovación no se extiende a las concesiones hidroeléctricas, que son consideradas de uso industrial.
En consecuencia, al vencer una concesión de central hidroeléctrica, la Administración no está obligada a adjudicarla nuevamente al anterior explotador –debiendo optar por el mejor mecanismo en interés público–. En la práctica, durante décadas muchas concesiones se han prorrogado de forma discrecional alegando inversiones realizadas (por ejemplo, Iberdrola amplió la central de Ricobayo en la década de los 90 y obtuvo prórroga hasta 2040). Sin embargo, conforme a las exigencias actuales de transparencia, dichas extensiones deben ser motivadas y justificadas, y tiende a preferirse que, una vez expirado el plazo original, el aprovechamiento se revierta y se saque a concurso si ha de continuar en manos privadas.
En el periodo 2024-2025, España empezó a afrontar por primera vez el fenómeno de la caducidad de concesiones hidroeléctricas de gran tamaño. Según datos del MITECO, en la presente década podrían expirar concesiones que suman unos 865 MW (aproximadamente el 5% de la potencia hidroeléctrica) [4].
La gestión de las caducidades es objeto de debate político. Se ha propuesto la creación de una empresa pública hidroeléctrica que asuma la explotación de las centrales revertidas, opción que el Congreso de los Diputados ha discutido (PNL de 2024) aunque sin definir aún un camino definitivo. Alternativamente, las Administraciones hidráulicas podrían convocar concursos públicos para re-adjudicar esas concesiones bajo nuevas condiciones (posiblemente más estrictas en lo ambiental y con cánones mayores).
En cualquier caso, jurídicamente la Administración está habilitada para tomar posesión de las instalaciones revertidas inmediatamente tras la extinción, sin coste de adquisición. Las empresas concesionarias deben prever este escenario en su planificación, asegurando la amortización de sus inversiones dentro del plazo concedido. De intentar retener la explotación más allá del vencimiento sin título (lo que sería un aprovechamiento ilícito), incurrirían en ocupación ilegal del DPH, pudiendo ser desalojadas forzosamente [5].

iv. Análisis específico del régimen de autorizaciones necesarias: ambientales, eléctricas y de aguas.

El desarrollo y explotación de una central hidroeléctrica requieren, como ya hemos señalado, la obtención de múltiples autorizaciones administrativas, reflejo de la ya mencionada concurrencia normativa. Estas autorizaciones pueden agruparse en tres ámbitos: las eléctricas, las ambientales y las hidráulicas. A continuación, se describen los principales permisos y trámites en cada categoría, destacando su fundamento legal y las autoridades competentes.

Autorizaciones eléctricas. Como cualquier instalación de generación de energía, una central hidroeléctrica necesita las habilitaciones previstas en la legislación del sector eléctrico. Según el artículo 53 LSE y el reglamento supletorio vigente [6], las fases de autorización son principalmente tres:
- - Autorización administrativa previa (“AAP”), que aprueba el anteproyecto de la instalación y acredita la utilidad pública. En la práctica, esta autorización evalúa la viabilidad técnico-económica y se tramita conjuntamente con el estudio de impacto ambiental cuando este es exigible. La AAP habilita al promotor a iniciar obras preparatorias (movimiento de tierras en emplazamiento) antes de la construcción formal.
  - Autorización de construcción (o aprobación del proyecto de ejecución), que aprueba el proyecto definitivo de la central (obras civiles, turbinas, subestación, etc.) y faculta a iniciar la construcción material. A veces la AAP y la de construcción se otorgan mediante un solo acto si el expediente está completo (tramitación conjunta).
  - Autorización de explotación, que se otorga una vez construida la instalación conforme al proyecto y pruebas realizadas, permitiendo su puesta en servicio comercial.
Adicionalmente, si la ejecución requiere expropiaciones forzosas de terrenos privados (por ejemplo, para el embalse o líneas eléctricas de evacuación), es necesaria la Declaración de Utilidad Pública (“DUP”) del proyecto, normalmente implícita en la AAP, que permite al promotor instar los procedimientos expropiatorios.
En cuanto a la competencia administrativa, como se explicó, las instalaciones de más de 50 MW las autoriza el MITECO (Dirección General de Política Energética y Minas), asistido por las Dependencias de Industria en las provincias. Las instalaciones inferiores o iguales a 50 MW suelen ser autorizadas por la comunidad autónoma respectiva (Consejería de Industria/Energía). En todos los casos, estas autorizaciones eléctricas se otorgan sin perjuicio de las demás concesiones o licencias necesarias de otras normativas. Es decir, constituyen un visto bueno sectorial, pero para que la central sea legalmente operativa, el promotor debe haber conseguido asimismo la concesión de aguas, la DIA ambiental, etc.
Autorizaciones ambientales. La construcción y explotación de un aprovechamiento hidroeléctrico está sometida a estrictos controles ambientales, dada la potencial afección a ecosistemas fluviales, flora, fauna, calidad de aguas y al entorno en general. La pieza clave es la EIA, regulada por la Ley 21/2013, de 9 de diciembre, de evaluación ambiental (y normativa autonómica concordante). Las nuevas presas y centrales hidroeléctricas de cierta entidad se encuentran incluidas en el Anexo I de la ley (por ejemplo, presas de más de 10 metros de altura o de más de 100 hectáreas de embalse, entre otros criterios), lo que significa que siempre requieren una Declaración de Impacto Ambiental (“DIA”) favorable antes de autorizarse. Incluso proyectos de menor envergadura (minicentrales) pueden requerir EIA simplificada bajo Anexo II si pueden afectar espacios naturales protegidos, Red Natura 2000, cursos sensibles, etc.
- - El procedimiento ambiental se inicia con la presentación del Estudio de Impacto Ambiental por el promotor, analizando alternativas de ubicación, medidas preventivas y correctoras, y se somete a consulta pública y de administraciones ambientales. Finalmente, la autoridad ambiental emite la Declaración de Impacto Ambiental, que puede ser positiva (con condiciones) o negativa (impidiendo el proyecto). La DIA condiciona la autorización: si es negativa, el expediente de autorización eléctrica o concesional no puede prosperar; si es positiva con condiciones, dichas condiciones se incorporan obligatoriamente al proyecto y a las autorizaciones sectoriales. En la Administración General del Estado, el órgano ambiental competente es actualmente el MITECO (Dirección General de Calidad y Evaluación Ambiental) para proyectos en cuencas intercomunitarias o de competencia estatal. En caso de proyectos de competencia autonómica, suele ser la Consejería de Medio Ambiente autonómica quien realiza la EIA.
  - Además de la EIA, las centrales hidroeléctricas pueden requerir otros permisos ambientales específicos: por ejemplo, autorización en Red Natura 2000 (si el río está en zona ZEPA o LIC, se exige una evaluación apropiada de efectos sobre la integridad del espacio, según la Ley 42/2007, de 13 de diciembre, del Patrimonio Natural y de la Biodiversidad), concesión de caudal ecológico (que en realidad va fijado en la concesión de aguas), autorizaciones de vertido (si se realizan vaciados de embalse que puedan arrastrar lodos, etc.), e incluso autorizaciones en materia de patrimonio cultural si hay bienes afectados (yacimiento arqueológico en zona de embalse, etc.).
  - Durante la fase de explotación, las obligaciones ambientales siguen vigentes: el concesionario debe asegurar un caudal ecológico mínimo de aguas abajo de la presa en todo momento, mantener operativos los dispositivos de paso de fauna (escala de peces) si existen, cumplir límites de calidad de agua si hay vertidos desde la central, etc. El organismo de cuenca y las autoridades ambientales supervisan estas condiciones. Incumplimientos graves pueden dar lugar a sanciones e incluso a la caducidad de la concesión por incumplimiento de condiciones ambientales esenciales.

Autorizaciones de aguas. Dentro del ámbito hidráulico, la principal autorización es la concesión de aguas, tratada extensamente en el epígrafe 3. Además de la concesión en sí, suelen ser necesarias autorizaciones de obras en DPH para actuaciones concretas. Por ejemplo, para construir una presa o azud, aunque forme parte de la concesión, se requiere la aprobación del proyecto constructivo por parte del organismo de cuenca en cuanto a seguridad hidráulica (que suele darse junto con la concesión o posteriormente). Igualmente, modificaciones en cauces, defensas, caminos de ribera, etc., conllevan autorizaciones conforme al RDPH (régimen de policía de aguas).
- - El organismo de cuenca (por ejemplo, Confederación Hidrográfica del Duero, Ebro, Tajo, etc.) actúa como administración del agua: evalúa la solicitud concesional, impone el condicionado técnico, vigila su cumplimiento y otorga permisos complementarios. Para que una central hidroeléctrica aproveche una presa existente del Estado, además de la concesión de agua, puede requerirse la formalización de un convenio de gestión de la presa entre la eléctrica y la confederación, ya que la presa es de titularidad pública. En ese convenio se reparten responsabilidades de operación, mantenimiento y seguridad.
  - Asimismo, si la central afecta a cauces de avenidas o necesita desviar temporalmente el río durante las obras, hará falta autorización temporal de ese desvío. Y una vez en explotación, cualquier modificación sustancial del aprovechamiento (aumento de caudal turbinado, ampliación de potencia, etc.) exigirá tramitar una modificación de concesión o una nueva concesión si excede los límites originales (artículos 64 y 65 TRLA). Todo esto está orientado a que la Administración del agua controle que el recurso se utiliza conforme a las condiciones otorgadas y sin detrimento de terceros ni del medio ambiente.
  - En cuanto a la coordinación administrativa, dada la multiplicidad de permisos, la normativa prevé mecanismos de coordinación. Por ejemplo, en las grandes instalaciones, la tramitación ambiental se hace conjuntamente con la autorización administrativa eléctrica, evitándose duplicidades. Igualmente, las resoluciones de concesión de aguas y de autorización eléctrica suelen condicionarse mutuamente: la concesión no se otorga en firme hasta que se acredite la obtención de la autorización de construcción, y viceversa. En casos de duplicidad de procedimientos, normalmente se unifican audiencias públicas para no marear a los interesados.
  - Una vez en marcha, la central queda bajo la supervisión constante de varias autoridades (energética, ambiental, hidráulica), debiendo renovar algunas autorizaciones periódicamente (por ejemplo, plan de emergencia de presa aprobado por Protección Civil). Esta realidad redunda en seguridad jurídica y técnica, aunque supone una carga burocrática significativa.

Desde el punto de vista del concesionario, es crítico comprender que las tres patas –eléctrica, ambiental y de aguas– son igualmente esenciales. Por tanto, solo la convergencia de todos los títulos habilitantes permite la operatividad plena del aprovechamiento hidroeléctrico dentro de la legalidad vigente.

v. Régimen jurídico de transmisión y modificaciones.

Las concesiones de aguas son transmisibles inter vivos o mortis causa con autorización administrativa (el cesionario debe ser aprobado, artículo 63 TRLA), y pueden ser objeto de revisión o modificación de características si cambian las circunstancias esenciales o por nueva planificación (artículo 65 TRLA).
Esta posibilidad de revisión de oficio permite a la Administración ajustar concesiones en vigor –por ejemplo, para introducir caudales ecológicos o adaptar volúmenes a la disponibilidad real– cuando sobrevienen planes hidrológicos o circunstancias de fuerza mayor. Es decir, aunque la concesión confiere un derecho temporal, no es inmutable, el concesionario debe acatar variaciones en sus condiciones si así lo exige el interés público y la normativa de aguas (con la debida motivación y, en su caso, compensación si se acreditara un desequilibrio económico en casos tasados).

4. Jurisprudencia reciente relevante (especialmente sobre caudales ecológicos y planificación hidrológica)

En los últimos años, los juzgados y tribunales españoles –y en particular el Tribunal Supremo– han dictado numerosas sentencias de gran importancia para el sector hidroeléctrico. Muchas de ellas se relacionan con la aplicación de la normativa ambiental de aguas, en especial la exigencia de caudales ecológicos en los ríos y la compatibilidad de las centrales con los planes hidrológicos.

i. Caudales ecológicos en la Cuenca del Tajo.

Uno de los casos más significativos ha sido la sucesión de sentencias del Tribunal Supremo obligando a establecer caudales ecológicos mínimos obligatorios en el río Tajo, frente a la resistencia inicial de algunas administraciones. Desde 2019, el Tribunal Supremo ha dictado hasta cinco sentencias condenatorias contra la planificación hidrológica del Tajo por no incorporar un régimen de caudales ecológicos adecuado. Estas sentencias –originadas en recursos de colectivos ecologistas y regiones afectadas por el Trasvase Tajo-Segura– forzaron al Gobierno a incluir por primera vez caudales ecológicos en el Plan Hidrológico del Tajo del tercer ciclo (2022-2027), aprobado por Real Decreto en enero de 2023 [7]. Dicho plan fijó un escalonamiento progresivo de los nuevos caudales ecológicos, de modo que se alcanzarían plenamente en 2027, permitiendo valores inferiores de forma transitoria durante 2025 y 2026.

Esta gradualidad fue rápidamente impugnada ante los tribunales. El 22 de mayo de 2025, el Tribunal Supremo emitió una sentencia histórica [8]: declaró ilegal la prórroga escalonada de los caudales ecológicos en ciertos tramos del Tajo y exigió su aplicación inmediata. El Tribunal Supremo ordenó al MITECO que fijase de inmediato los caudales ecológicos completos, considerando que la moratoria vulneraba la normativa europea de aguas. En esencia, el Tribunal Supremo determinó que no era aceptable demorar la efectividad de los caudales ambientales en ríos protegidos, ya que ello contrariaba los objetivos de la Directiva Marco del Agua y la jurisprudencia previa que imponía dotar de “vida y caudal” al río. El plan hidrológico había justificado la gradualidad para dar tiempo a adaptaciones (reducir trasvases, obras de depuración, etc.), pero el Tribunal Supremo consideró que en zonas ambientalmente sensibles no cabía retraso: la obligación legal de buen estado ecológico impone actuar ya.

Como efecto inmediato, quedaron sin validez los caudales escalonados previstos para 2025-2027 y se debieron aplicar desde 2025 los valores finales (más altos) en los tramos críticos (Aranjuez, Toledo, Talavera de la Reina). Esto implicó automáticamente una reducción del volumen trasvasable al río Segura, puesto que los caudales ecológicos detraen agua disponible. La sentencia también dejó sin efecto un borrador de real decreto que pretendía adaptar las reglas de explotación del Trasvase Tajo-Segura a los caudales escalonados.

En paralelo, el Tribunal Supremo desestimó recursos presentados por otras partes que se oponían a los caudales ecológicos. El Canal argumentaba que el plan otorgaba excesiva prevalencia a caudales ecológicos sobre el abastecimiento humano, pero el Tribunal Supremo aclaró que la prioridad de abastecimiento ya queda garantizada por la propia norma planificadora, que en su artículo 11.6 del Plan Hidrológico del Tajo limitaba los caudales ecológicos a lo que permita el régimen natural de entradas en embalses dedicados a abastecimiento. En suma, el Alto Tribunal validó que la inclusión de caudales ecológicos no vulnera la preferencia del agua potable, sino que coexiste con ella, y ratificó que la planificación hidrológica debe incorporar esas restricciones ambientales de forma vinculante.

El Tribunal Supremo ha sentado doctrina acerca de la obligatoriedad de respetar los caudales ecológicos en todas las demarcaciones. Así, en sentencias relativas a los planes hidrológicos de segundo ciclo (2015-2021), llegó a anular parcialmente planes que no fijaban caudales mínimos para ciertos ríos. Esto obliga a que las confederaciones detallen en los planes no solo un caudal mínimo instantáneo, sino también caudales en sequía, freshet, tasas de cambio, etc.

La jurisprudencia insiste en que los caudales ecológicos son una limitación general al uso del agua, no un «uso» en sí mismo, y que son indisponibles por los concesionarios.

ii. Finalización de concesiones y el régimen transitorio.

Otro ámbito de litigio ha sido la finalización de concesiones y el régimen transitorio. Aunque todavía no hay muchas sentencias sobre reversión efectiva (dado que las primeras grandes expiraciones están ocurriendo ahora), sí ha habido disputas sobre prórrogas. Por ejemplo, se han judicializado decisiones de confederaciones de no prorrogar concesiones pese a solicitudes empresariales. Hasta la fecha, los tribunales han tendido a apoyar la potestad administrativa de denegar extensiones si no concurren causas legales. Asimismo, el Tribunal Constitucional se pronunció en 2021 sobre la reforma legal que limitó el periodo concesional en costas a 75 años (Ley 7/2021, de 20 de mayo, de cambio climático y transición energética, para el ámbito marítimo-terrestre), avalando la constitucionalidad de establecer tales límites temporales en dominio público –un criterio extensible al hidráulico–.

El Tribunal Supremo reafirma la obligación de demolición de las instalaciones hidroeléctricas a costa del concesionario en la extinción de concesiones de aguas públicas. Reitera que la obligación del concesionario de demoler las infraestructuras hidráulicas al extinguirse la concesión es independiente de la fecha o el clausulado del título concesional.

Su más reciente pronunciamiento sobre el artículo 89.4 RDPH es su sentencia de 4 de febrero de 2024, la cual se suma a otros cuatro pronunciamientos relevantes, entre los que se destacan los dictados en los recursos presentados por ENDESA GENERACIÓN S.A. (STS de 20 de junio de 2024), IBERDROLA GENERACIÓN S.A. (STS de 8 de julio de 2024) y ENEL GREEN POWER ESPAÑA S.L. (STS de 12 de noviembre de 2024).

Estos fallos confirman que los artículos 89.4 RDPH y 101.1 de la Ley 33/2003, de 3 de noviembre, de Patrimonio de las Administraciones Públicas (“Ley 33/2003”), son de aplicación para regular los efectos derivados de la extinción de las concesiones del derecho al uso privativo de aguas, independientemente de la fecha o del clausulado del título concesional.

El artículo 89.4 RDPH establece que, al extinguirse una concesión, las obras construidas en dominio público hidráulico pasarán gratuitamente al Estado. Sin embargo, si la Administración considera inviable su mantenimiento o contrario al interés público, podrá ordenar su demolición conforme al artículo 101 Ley 33/2003. En definitiva, el RDPH contempla dos alternativas para el destino final de las obras una vez extinguido el derecho concesional: o bien las obras revertirán al Estado, o la Administración podrá exigir que sean demolidas por el concesionario, basándose en la Ley 33/2003.

No obstante, es importante destacar que, en su redacción original, este precepto solo preveía la reversión de las obras al Estado, siendo posteriormente cuando se modificó el artículo 89.4 RDPH[9] para incluir la obligación de demolición.

Ante esta modificación, las concesionarias recurrentes alegaron que no estaban obligadas a la demolición, ya que sus títulos concesionales no lo contemplaban y la normativa no debía aplicarse retroactivamente.

El Tribunal Supremo ha dejado claro que no se trata de una aplicación retroactiva, sino de una aplicación de la normativa vigente en el momento de incoar el procedimiento de extinción, que es la que debe aplicarse. Así, aunque un título antiguo estipule la reversión de las obras, la normativa actual permite a la Administración exigir su demolición si el interés público lo justifica.

El criterio del Tribunal Supremo obliga a la Administración a evaluar, en cada caso y de acuerdo con la concurrencia de razones de interés público, si procede la reversión o la demolición de las infraestructuras. Esta decisión debe adoptarse en el procedimiento administrativo correspondiente, considerando factores como la viabilidad de las instalaciones y la protección medioambiental. Es importante destacar que la Administración no modifica los términos del título concesional, sino que los efectos legales derivados de su extinción cambian al aplicarse la normativa vigente.

La obligación de demolición se justifica por la necesaria protección del dominio público, conforme a los artículos 45 y 132 de la Constitución Española, y en el artículo 92 TRLA.

En consecuencia, si existen motivos de interés público que avalen la medida, la Administración puede ordenar, a costa del concesionario, la demolición de las infraestructuras construidas en el dominio público hidráulico, incluso cuando la concesión se otorgó antes de la reforma de 2012 y no contemplaba expresamente esta obligación.

iii. Seguridad jurídica y prelación de usos.

La jurisprudencia también ha aportado clarificaciones en la jerarquía de usos del agua. La sentencia de la Sala de lo Contencioso-Administrativo del Tribunal Supremo de 17 de diciembre de 2024 (recurso del CANAL ISABEL II frente al Real Decreto 35/2023, de 24 de enero, por el que se aprueba la revisión de los planes hidrológicos del Tajo y otras demarcaciones hidrográficas) confirmó que la normativa planificadora sí respeta la prelación de abastecimiento humano (artículo 60.3 TRLA), al establecer que en caso de conflicto con caudales ecológicos, se garantiza el suministro a poblaciones. Esta interpretación asegura que, incluso al imponer fuertes restricciones ambientales, nunca se dejará sin agua a los núcleos urbanos. No obstante, también deja claro que fuera de situaciones extraordinarias, los caudales ecológicos son de cumplimiento inexcusable.

iv. Responsabilidad ambiental.

Las centrales hidroeléctricas han enfrentado también reclamaciones bajo la Ley 26/2007, de 23 de octubre, de Responsabilidad Medioambiental, por posibles daños a ecosistemas (por ejemplo, mortandad de peces en turbinas). No hay sentencias destacadas publicadas sobre este asunto concreto, pero es un riesgo latente. La aplicación de la normativa de aguas (infracciones por incumplir condiciones concesionales, vertidos, etc.) sí ha dado lugar a resoluciones sancionadoras en vía administrativa, confirmadas a veces por los tribunales al ser recurridas por las empresas.

5. Tendencias regulatorias y perspectivas 2025–2030

En el horizonte 2025–2030, se observan importantes tendencias regulatorias que marcarán el futuro de la generación hidroeléctrica en España. Dichas tendencias vienen impulsadas por factores diversos: la política energética y climática tanto nacional como europea, la adaptación al cambio climático, la necesidad de modernizar el parque de generación y almacenaje, y las lecciones aprendidas de las caducidades y conflictos recientes.

- Respecto a la hidráulica convencional, las principales reformas tienen que orientarse a la repotenciación selectiva. Los planes de cuenca limitan nuevas presas y priorizan objetivos ambientales; el espacio de crecimiento está en repotenciar grupos, mejorar rendimientos y digitalizar la operación, cumpliendo con nuevos regímenes de caudales y medidas de conectividad íctica. Pero esto debe conciliarse con la necesidad imperiosa de seguir invirtiendo en este tipo de fuentes de generación.
- Respecto a la hidráulica generada con intervención de energías renovables, el desarrollo esencial debe centrarse a las centrales de bombeo reversible, donde es fundamental el almacenamiento. A la vista de los objetivos de la Estrategia de Almacenamiento Energético y del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima[10], el bombeo emerge como principal almacenamiento de gran escala; la señal de capacidad y las ayudas condicionarán su bancabilidad.

Los hitos fundamentales serán:

Reforma del régimen concesional de aguas: El MITECO ha venido estudiando una posible reforma legal del régimen de concesiones de agua, en el marco del denominado «Libro Verde de la Gobernanza del Agua». Entre las propuestas que se barajan para una futura modificación del TRLA (Ley de Aguas) figuran:

(i) acortar los plazos máximos de las nuevas concesiones respecto a los 75 años actuales, para ganar flexibilidad ante la incertidumbre climática;

(ii) establecer criterios más estrictos para la prórroga por obras no amortizadas, evitando extensiones encubiertas de facto;

(iii) reforzar la consideración de objetivos ambientales en la fase de otorgamiento y revisión de concesiones (por ejemplo, condicionarlas más fuertemente al cumplimiento de caudales ecológicos y al mantenimiento de ciertos niveles ambientales en el río);

(iv) mejorar la transparencia en el registro y control de concesiones (crear registros públicos actualizados de las centrales con sus fechas de caducidad, tal y como ha pedido el Congreso).

Es previsible que en los próximos años se introduzcan reformas legislativas en este sentido, coincidiendo con la llegada de las primeras reversiones significativas. La orientación general sería dotar a la Administración de mayor capacidad de planificación de la explotación hidroeléctrica tras la expiración de concesiones y asegurar que cualquier nuevo otorgamiento se haga bajo condiciones actualizadas (cláusulas ambientales modernas, eventuales cánones más altos, etc.).

Gestión pública vs. relicitación de centrales revertidas. En el terreno político, la próxima década verá definiciones sobre qué hacer con las centrales hidroeléctricas que revierten al Estado. Hay una clara corriente a favor de la gestión pública directa de, al menos, las grandes infraestructuras revertidas, a través de una empresa estatal o mediante las propias confederaciones hidrográficas. Esta idea se apoya en argumentos de soberanía energética, mejor control de caudales y reinversión de beneficios en la cuenca. De materializarse, implicaría establecer nuevos modelos de explotación fuera del mercado competitivo (por ejemplo, una empresa pública podría dedicar la generación a reducir costes de sistema o a bombeo estratégico, más que a maximizar lucro). No obstante, también existen posturas que prefieren sacar a concurso las concesiones vencidas, permitiendo la concurrencia de operadores privados bajo pliegos renovados que incluyan mejoras ambientales, inversiones en modernización y participación de entes públicos o comunidades locales. Es posible que coexistan ambos enfoques: quizá se reserve la gestión pública para ciertos grandes saltos (por su valor estratégico), mientras que otros medianos/pequeños se vuelvan a adjudicar al sector privado con criterios estrictos. En cualquier caso, el vacío normativo deberá llenarse: actualmente el TRLA no detalla el procedimiento tras la reversión. Cabe esperar desarrollos reglamentarios o incluso una ley específica que regule la transición de explotaciones hidroeléctricas revertidas (por ejemplo, determinando si es obligatoria una licitación pública para elegir nuevo gestor, o habilitando la asignación a una entidad estatal). Esta materia será crucial antes de 2030, dado el volumen de activos implicados.
Integración del almacenamiento y servicios de regulación: En el ámbito eléctrico, las reformas regulatorias se dirigen a reconocer el valor de la flexibilidad y el almacenamiento en el sistema dominado por renovables variables. El almacenamiento hidroeléctrico por bombeo es la tecnología más madura y eficiente para almacenar grandes cantidades de energía. España, consciente de ello, ha aprobado una Estrategia de Almacenamiento Energético (2021) que fija el objetivo de alcanzar unos 20 GW de capacidad de almacenamiento en 2030, sumando bombeo, baterías y otras tecnologías. De esos 20 GW, una buena parte correspondería a nuevas centrales de bombeo (reversibles) o la ampliación de capacidad en las existentes.
A tal fin, es imprescindible un desarrollo normativo específico que facilite estos proyectos, con atención al Derecho Europeo, enormemente limitativo en cuanto al alcance e intervención de las empresas públicas. Puede intentar definirse un régimen jurídico diferenciado para instalaciones de almacenamiento puro (que hasta ahora se encuadran como generación a efectos legales), la creación de incentivos económicos (mediante capacidad remunerada, pagos por disponibilidad o programas dentro del mercado de servicios auxiliares), y la simplificación de trámites administrativos para añadir bombeo en embalses existentes.
En este sentido, todos los proyectos de bombeo hidroeléctrico innovadores están recibiendo apoyo público a través del Plan de Recuperación (programa INTALMAC del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (“IDEA”)). Normativamente, se ha detectado la necesidad de un nuevo marco regulatorio del almacenamiento energético, al que aludía el sector para destrabar inversiones por valor de 15.000 millones de euros en bombeos pendientes. Es esperable que en 2026 se apruebe un real decreto o incluso una ley que regule la figura del almacenamiento en el sector eléctrico, dando seguridad jurídica a los promotores de bombeos (respecto a sus ingresos, acceso a red reversible, etc.).
Paralelamente, se está reformando a nivel europeo el diseño del mercado eléctrico para incluir mecanismos de capacidad y remuneración de la flexibilidad. España ya trabaja en la implantación de un mercado de capacidad que podría valorar la aportación de las grandes hidroeléctricas (tanto en potencia firme como en rampas de regulación). Las centrales de embalse con reserva de agua y los bombeos serían remunerados por estar disponibles en puntas de demanda o cuando falta renovable. Esto requerirá normativa nacional (vía orden ministerial o real decreto) en consonancia con la regulación europea, presumiblemente antes de 2030. De concretarse, representará una fuente de ingresos adicional para las hidroeléctricas a cambio de garantía de suministro, reforzando su viabilidad, pero también imponiendo compromisos de disponibilidad.
Aumento de exigencias ambientales. En la vertiente ambiental, la tendencia regulatoria es de mayor rigor. Los Planes Hidrológicos de cuarto ciclo (2028-2033) deberán consolidar los caudales ecológicos ya implementados y posiblemente incrementarlos donde se compruebe que los actuales son insuficientes para alcanzar el buen estado ecológico. También se plantea la introducción de requisitos de continuidad fluvial: por ejemplo, instalar sistemas eficaces de paso de peces en todas las presas (muchas antiguas carecen de ellos) o incluso demoler pequeñas presas obsoletas. La reciente aprobación del Reglamento (UE) 2024/1991 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 24 de junio de 2024, relativo a la restauración de la naturaleza y por el que se modifica el Reglamento (UE) 2022/869, insta a los Estados a mejorar la conectividad de los ríos, lo cual puede traducirse en normativa interna que obligue a evaluar la posibilidad de desmantelar obstáculos fluviales que aporten poco valor energético y perjudiquen gravemente al ecosistema. Es concebible que para 2030 en España se dicten directrices o planes para la eliminación de azudes/canales en desuso y la modernización de escalas de peces en las presas en operación. Las empresas hidroeléctricas deberán prepararse para invertir en estas adaptaciones o, en casos marginales, afrontar la clausura de ciertos aprovechamientos si su impacto no es mitigable.
Asimismo, el cambio climático forzará ajustes normativos: se espera una mayor frecuencia de sequías y eventos extremos, lo que podría llevar a actualizar las reglas de explotación de embalses (por ejemplo, reservar volúmenes para caudales ecológicos aun en sequía, o aumentar desembalses preventivos ante gota fría). La normativa de planificación especial de sequías y protección contra inundaciones se irá refinando, incidiendo en la operación de embalses hidroeléctricos (por ejemplo, mantener curvas de alivio estacionales). También en seguridad de presas, es posible que tras la implementación de RD 264/2021 se aprueben nuevas normas técnicas complementarias hacia 2025-2026, según se vaya evaluando su cumplimiento; esto mantendrá a los titulares ocupados en mejoras continuas.
Digitalización y transparencia: Una tendencia transversal en la regulación es la apuesta por la digitalización de la gestión del agua y la energía. En 2025-2030 se implantará ampliamente la telemetría en tiempo real de caudales ecológicos, la modelización hidrológica con inteligencia artificial y la publicación abierta de datos de concesiones. Regulatoriamente, esto podría reflejarse en obligaciones para los concesionarios de instalar sensores homologados de caudal, de reportar automáticamente datos al organismo de cuenca, y de permitir auditorías digitales de sus volúmenes turbinados vs. caudales ecológicos vertidos. También se fomentará la participación pública: las confederaciones ya realizan consultas de sus planes y normas; se podría incluso dar entrada formal a representantes ciudadanos en comisiones de gestión de embalses, etc., vía reforma del RDPH. Todo ello en línea con las políticas de gobernanza transparente y participación activa exigidas por la Directiva Marco del Agua.
Mercado eléctrico y energías renovables: Por último, debe recordarse que hacia 2030 el sistema eléctrico español estará muy dominado por renovables intermitentes, lo que empujará a cambios en la normativa de operación del mercado y la red. Las hidroeléctricas, por su flexibilidad, jugarán un rol central en aportar servicios de balance (ajuste frecuencia-potencia, reservas operativas rápidas). La normativa técnica (Código de Red europeo) ya contempla exigencias, pero podrían crearse mercados específicos (por ejemplo, subastas de reserva de regulación primaria, o compensación por arrancadas rápidas). Las centrales deberán ajustarse a requisitos técnicos más estrictos (instalar equipos de control más precisos, cumplir con modelos de respuesta dinámica homologados, etc.). La automatización de la operación será clave: Red Eléctrica de España probablemente implementará, antes de 2030, un sistema avanzado de despacho semi-automatizado donde las hidroeléctricas reciban instrucciones directas de modulación para estabilizar la red en milisegundos. Normativamente, esto se podría plasmar en procedimientos de operación nuevos o en la revisión del Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión, de 2 de agosto de 2017, por el que se establece una directriz sobre la gestión de la red de transporte de electricidad.

En suma, el panorama 2025–2030 promete cambios significativos para el sector: un entorno jurídico más exigente en lo ambiental y concesional, pero a la vez oportunidades derivadas de un mayor reconocimiento del valor de la hidroeléctrica (como respaldo y almacenamiento). Las empresas del sector deberán navegar entre mayores obligaciones (inversiones en caudales, seguridad, digitalización) y potenciales incentivos (nuevos ingresos por capacidad o por servicios). Del lado regulatorio, el legislador buscará equilibrar la protección del dominio público con la necesidad de atraer inversión para modernizar las infraestructuras –un balance nada sencillo–. Lo cierto es que la generación hidráulica seguirá siendo un pilar del sistema español y, por tanto, su marco normativo continuará evolucionando para integrarla adecuadamente en el mix futuro, compatible con los objetivos climáticos y de biodiversidad.

6. Análisis de riesgos jurídicos y recomendaciones operativas

Dada la complejidad normativa y los cambios en curso, la explotación de centrales hidroeléctricas en España conlleva una serie de riesgos jurídicos que las empresas deben gestionar con atención. A continuación, desde una perspectiva técnico-jurídica, se identifican los principales riesgos legales y se ofrecen recomendaciones operativas para mitigarlos.

Riesgo de expiración de concesiones sin renovación: El más evidente es el riesgo de pérdida de derechos concesionales al vencer el plazo. Decenas de centrales afrontarán esta situación en los próximos años. Si la Administración decide no otorgar una prórroga o nueva concesión al mismo titular, la empresa podría verse obligada a entregar la instalación sin compensación. Recomendación: planificar anticipadamente la reversión. Las compañías deben revisar su cartera de concesiones y elaborar un cronograma de vencimientos con al menos 5-10 años de antelación. Para cada central próxima a caducar, evaluar opciones: solicitar prórroga excepcional si se han hecho obras relevantes (justificando técnicamente la amortización pendiente); participar activamente en eventuales nuevas licitaciones si la Administración las convoca; o negociar fórmulas de colaboración público-privada (por ejemplo, ofertar la creación de una sociedad mixta con participación estatal para continuar la explotación). También es prudente amortizar contablemente las inversiones de modo que al final del plazo queden lo más depreciadas posible, evitando impactos financieros abruptos al revertir activos no amortizados. En caso de que la estrategia sea optar a la renovación, es crucial mantener un historial impecable de cumplimiento de la concesión (caudales, mantenimiento, pagos), pues cualquier incumplimiento podría usarse para denegar la nueva concesión.
Riesgo de revisión de condiciones concesionales. Como se mencionó, la Administración puede revisar concesiones en vigor para adaptarlas a nuevos planes o exigencias (artículo 65 TRLA). Esto podría traducirse en reducciones de caudal concesionado, aumentos de caudal ecológico, u otras cargas que disminuyan la producción hidroeléctrica utilizable. Las empresas deberían personarse en los procesos de elaboración y revisión de los planes hidrológicos, presentando alegaciones técnicas cuando se fijen caudales ecológicos u otras medidas que afecten sus centrales. Una argumentación científica sólida puede influir en valores razonables que compatibilicen la generación con la ecología. Asimismo, conviene monitorizar cualquier inicio de expediente de revisión de concesión por parte del Organismo de cuenca y, llegado el caso, negociar las modificaciones intentando minimizar el impacto (por ejemplo, proponiendo medidas ambientales complementarias en lugar de detraer más caudal). En caso de discrepancia grave, queda la vía contencioso-administrativa, pero la experiencia (ver jurisprudencia citada en el apartado Caudales ecológicos en la Cuenca del Tajo, página 16) indica que los tribunales -actualmente- priorizan los objetivos ambientales, por lo que litigar para evitar caudales ecológicos tiene bajas probabilidades de éxito. Mejor estrategia es colaborar en la definición de esas condiciones para hacerlas lo más asumibles posible.
Riesgo de sanciones o caducidad por incumplimiento ambiental: Dada la mayor fiscalización de caudales ecológicos y demás condiciones, existe riesgo de sanciones administrativas (y eventual caducidad) si la central no respeta escrupulosamente sus obligaciones. Recomendación: compliance ambiental estricto. Implantar en la operadora un sistema interno de compliance que supervise diariamente el cumplimiento de caudal ecológico (sensores redundantes, alarmas automáticas si se baja del umbral, parar turbinas si es necesario para reponer caudal), llevando registros que prueben la diligencia. Igualmente, actualizar los planes de emergencia de presas y los informes de seguridad en plazo para evitar expedientes sancionadores de seguridad de presas. Realizar auditorías internas periódicas sobre las obligaciones concesionales: volumen anual máximo derivado, mantenimiento de dispositivos de paso de fauna operativos, etc. Si se detecta algún incumplimiento puntual, notificarlo voluntariamente a la autoridad explicando las causas y soluciones adoptadas (esta transparencia puede atenuar sanciones). En definitiva, operar bajo la premisa de tolerancia cero con las infracciones ambientales, pues las confederaciones, espoleadas por asociaciones y tribunales, van a aplicar mano dura. Más vale verter algo menos de agua para producción en un momento dado que sobrepasar límites y exponerse a una caducidad.
Riesgo en la seguridad jurídica de nuevas inversiones: Ciertas inversiones como nuevas centrales de bombeo, o ampliaciones de potencia, requieren largos trámites y altos capitales. El riesgo es que la inseguridad regulatoria (¿habrá retribución estable?, ¿cuánto tardaré en obtener permisos?) retraiga o encarezca la financiación. Recomendación: aprovechar oportunidades de apoyo público y contratos de largo plazo. El sector debe apoyarse en iniciativas gubernamentales (subastas de almacenamiento, ayudas IDAE, fondos europeos) para viabilizar proyectos. Jurídicamente, conviene estructurar los proyectos introduciendo cláusulas que prevean cambios regulatorios (por ejemplo, en contratos de ingeniería o de compraventa de energía, incluir disposiciones de adaptación si cambia la regulación de almacenamiento).
Riesgo de litigios y conflictos multi-actor: Por la naturaleza del agua, los conflictos pueden provenir de múltiples frentes: comunidades de regantes que culpan a la central de insuficiencia de riego, ecologistas que denuncian a la central por daño a fauna, municipios que exigen compensaciones, etc. Recomendación: enfoque de responsabilidad social y diálogo. Las empresas deberían mantener canales de comunicación abiertos con los actores locales y las ONG ambientales, más allá de las obligaciones formales. Por ejemplo, crear comisiones de seguimiento de embalse con usuarios y ayuntamientos, para explicar la gestión de la central y atender inquietudes. Muchas veces, la conflictividad surge de la opacidad; la transparencia (compartir datos de caudales, planes de desembalse) y la colaboración (financiar pequeñas mejoras ambientales en la cuenca, patrocinar proyectos locales) pueden evitar que los grupos opten por la vía judicial. En caso de recibir denuncias o recursos en contra, actuar con rapidez: robusta defensa jurídica, pero también disposición a conciliar si es posible (un acuerdo extrajudicial a tiempo puede ahorrarle al operador años de pleito e inseguridad).
Riesgo asociado al cambio climático: Legalmente, el cambio climático se traducirá en posibles escenarios de fuerza mayor hídrica (sequías extremas) que obliguen a incumplir volúmenes concesionales o caudales, exponiendo al concesionario. También aumentarán los riesgos de eventos catastróficos (avenidas) con potencial responsabilidad. Recomendación: actualizar los planes de emergencia y los seguros. Revisar los planes de gestión de sequía de la empresa, coordinarlos con los planes de sequía oficiales, de modo que si se tiene que reducir producción por sequía no se considere un incumplimiento sino una actuación coordinada. En materia de seguros, asegurar las infraestructuras y responsabilidad civil con coberturas adecuadas a nuevos riesgos (inundaciones imprevistas, etc.). Y estar atentos a posibles desarrollos normativos sobre cláusulas de revisión concesional por cambio climático: si se introducen (por ejemplo, cláusulas que permitan reducir dotaciones sin indemnizar porque las aportaciones han caído un porcentaje por cambio climático), valorar su impacto contractual.

En cuanto a recomendaciones operativas de carácter general, se pueden resumir en las siguientes:

Mantener actualizado el inventario jurídico de cada central: concesión (fecha fin, condiciones), autorizaciones vigentes, obligaciones pendientes (por ejemplo, próxima revisión quinquenal de seguridad de presa en 2026). Un software de gestión de compliance puede ayudar a no pasar por alto los hitos.
Estrategia de inversión sostenible: al plantear mejoras o nuevos proyectos, integrarlos con objetivos ambientales para ganar apoyo. Por ejemplo, si se repotencia una central, ofrecer voluntariamente instalar una escala de peces moderna; eso facilita aprobaciones y reduce oposición.
Diversificación: algunas eléctricas diversifican geográfica o tecnológicamente para compensar variabilidad; en contexto jurídico, tener activos en varias demarcaciones reparte riesgos de sequía o de decisiones administrativas dispares. Igualmente, incursionar en otras renovables puede mitigar impactos de eventos adversos en hidro.
Análisis exhaustivo de los planes de cuenca: verificar la compatibilidad y los caudales ecológicos aplicables, incluidos máximos y regímenes estacionales; documentar la trazabilidad de su cumplimiento (puntos de control, series de aforos) conforme al artículo 49 quinquies RDPH.
Revisión clara y precisa del título concesional y reversión: auditar plazos, prórrogas y condiciones de reversión (obras/instalaciones), así como los riesgos de caducidad por interrupciones o incumplimientos.
Permisos eléctricos: calendarizar el RD 1955/2000 (autorizaciones) y el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos (centro de control, registros) con holgura para consultas ambientales y afecciones de DPH.
Modelo económico: simular ingresos con escenarios de capacidad y servicios de red; contemplar tasas y cánones (112, 112 bis, 114 TRLA) y la jurisprudencia sobre el Real Decreto 198/2015, de 23 de marzo, por el que se desarrolla el artículo 112 bis del texto refundido de la Ley de Aguas y se regula el canon por utilización de las aguas continentales para la producción de energía eléctrica en las demarcaciones intercomunitarias.
Gestión de red y resiliencia: identificar necesidades de soporte de tensión y limitaciones de evacuación; la hidráulica bien instrumentada puede capturar valor adicional en servicios de sistema.

[1] Producción 2024: 34.912 GWh (equivalente al 13,3% del total nacional). En cuanto a la capacidad de almacenamiento de la energía hidráulica generada: hay 3.356 MW instalados, de los que 3.331 MW son de bombeo (turbinación) y 25 MW baterías.

[2] El PNIEC original, aprobada en 2020, fijaba un objetivo del 74% de generación eléctrica renovable en 2030. La actualización del PNIEC 2023-2030, aprobada en 2024, eleva la meta al 81% de electricidad de origen renovable en 2030.

[3] No obstante, el Tribunal Supremo ha dejado claro que tal posibilidad de prórroga no altera el límite general: en una sentencia de 2013, el Supremo avala la restricción de 75 años y negó la pretensión del sector eléctrico de obtener prórrogas sistemáticas más allá de ese plazo, considerando que en 75 años las instalaciones están suficientemente amortizadas. Por tanto, salvo causa legítima de prórroga puntual por obras no amortizadas, la duración efectiva de las concesiones hidroeléctricas no excederá en ningún caso los 75 años.

[4] La primera gran central revertida ha sido Villalcampo (206 MW, río Duero) en 2024. Hacia 2030, se prevé la reversión de varias decenas de centrales medianas; y ya entre 2040-2045 caducarán algunas de las mayores (Aldeadávila, Alcántara, etc.), totalizando más de 10 GW para 2050. Estimaciones más recientes indican que concesiones con caducidad próxima se acercan a los 1.000 MW.

[5] Existe jurisprudencia constitucional que avaló en su día la reforma de 1985 que extinguió las concesiones perpetuas sin indemnización, al entender que no se privaba de derechos patrimoniales adquiridos, sino que se modulaba un uso demanial (STC 227/1988). Por tanto, el marco concesional actual es plenamente válido y obliga a aceptar la reversión gratuita como regla general.

[6] Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.

[7] Real Decreto 35/2023, de 24 de enero, por el que se aprueba la revisión de los planes hidrológicos de las demarcaciones hidrográficas del Cantábrico Occidental, Guadalquivir, Ceuta, Melilla, Segura y Júcar, y de la parte española de las demarcaciones hidrográficas del Cantábrico Oriental, Miño-Sil, Duero, Tajo, Guadiana y Ebro.

[8] Sentencia número 515/2025 de 22 de mayo, de la Sala de lo Contencioso-Administrativo, Sección Quinta, del Tribunal Supremo.

[9] Real Decreto 1290/2012, de 7 de septiembre, por el que se modifica el Reglamento del Dominio Público Hidráulico, aprobado por el Real Decreto 849/1986, de 11 de abril, y el Real Decreto 509/1996, de 15 de marzo, de desarrollo del Real Decreto-ley 11/1995, de 28 de diciembre, por el que se establecen las normas aplicables al tratamiento de las aguas residuales urbanas

[10] Se trata de la hoja de ruta estratégica de España para la transición energética y climática hasta 2030.

Equipo ITER Law

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