La instalación de nuevos grupos o centrales en las islas se bloqueó en 2013 y Red Eléctrica ya advierte de un déficit de potencia. Endesa ha avisado de la situación en 46 ocasiones desde 2016
NotMid 28/09/2023
ESPAÑA
A las 03.00 de la madrugada del domingo 29 de julio, La Gomera registró un cero energético y se fue la luz en toda la isla, que tardó varios días en recuperar la normalidad. La Consejería de Transición Ecológica y Energía de Canarias pidió después un informe a Endesa para que explicase lo ocurrido y la compañía lo remitió el 14 de septiembre. El documento, sin embargo, no se limitaba a exponer las causas del apagón -un incendio en la central de El Palmar-, sino que contextualizaba la situación de parálisis en la instalación de nuevas centrales o grupos no renovables en Canarias desde hace 10 años, cuando se aprobó la Ley 17/2013 para la garantía del suministro e incremento de la competencia en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.
La firma, asimismo, recopilaba las 46 ocasiones en las que se dirigió al Gobierno central, administraciones locales, CNMC o el Operador Técnico del Sistema (Red Eléctrica de España) para advertir cómo esta situación ponía -y pone- en riesgo la estabilidad del sistema eléctrico canario. EL MUNDO ha tenido acceso a este informe.
En el extenso documento, la eléctrica busca poner de manifiesto “el complejo contexto en el que se lleva desarrollando la actividad de generación en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares”, pero especialmente en las Islas Canarias. La regulación existente, aseguran, “impide desde 2013 la realización de nuevas inversiones, debido al retraso en la puesta en marcha de los procedimientos necesarios”. Esto, en la práctica, supone que no se puede instalar más potencia ni renovar el parque generador. Es más, la situación es tan tensa que en ocasiones se han tenido que retrasar mantenimientos programados en los grupos existentes, que tienen más de 25 años de media (lo que equivaldría ya de por sí al límite de la vida útil regulatoria), porque no se podría garantizar el suministro si varios de ellos no están disponibles al mismo tiempo.
La situación, en realidad, no es nueva: ya en 2007 un grupo de trabajo sobre la vulnerabilidad de los sistemas eléctricos aislados advertía de la necesidad de contar con tres puntos de inyección en las islas grandes (Tenerife y Gran Canaria, que aún hoy tienen dos cada una) y de dos puntos en las medianas (tienen todas uno). En el caso de La Gomera, se consideraba que una de estas centrales se podría sustituir con una conexión submarina con Tenerife, pero, aunque se planteó para 2016, sufrió diversos retrasos y ahora se estima que no estará disponible hasta 2025.
La clave es esa ley de 2013 (entonces el ministro de Industria, Energía y Turismo era José Manuel Soria), desarrollada posteriormente en 2015 mediante un Real Decreto, que hace que cualquier actuación requiera una resolución de compatibilidad previa para ser reconocida y remunerada por el regulador. El Ministerio, por así decirlo, debía dar su visto bueno a la instalación para evitar un exceso de capacidad y favorecer la competencia en las islas. El problema es que estas resoluciones se obtienen mediante procedimientos de concurrencia y no se ha llegado a celebrar ninguno en todo este tiempo. En los últimos meses ha habido avances -en 2020 se desbloqueó la aprobación de la Comisión Europea-, pero Endesa recuerda que, dado que la base es una ley de hace una década, los procedimientos corren el riesgo de quedar desiertos si no se actualizan algunas de sus condiciones.
El procedimiento de concurrencia se aplica a las instalaciones, a la prórroga de las existentes o, incluso, a las actuaciones sobre los grupos existentes (no a sus mantenimientos, pero sí a las adaptaciones ambientales o el cambio de combustible). En 2018, el Gobierno aprobó -“expresamente, de forma urgente y extraordinaria“- una ley que permitía reconocer algunas actuaciones como imprescindibles para garantizar la seguridad de suministro. No obstante, incluso en ese caso se denegaron actuaciones porque no se consideraban necesarias y ahora el propio operador del sistema ha reconocido que hace falta esa potencia.
Este procedimiento es necesario para evitar monopolios en las islas y la Comisión Europea obliga a que haya competencia, por lo que debía revisarlo, pero Bruselas demoró varios años su tramitación. Hasta que llegó, la única forma de instalar nueva potencia no renovable era mediante otro procedimiento de emergencia -se hizo, por ejemplo, tras el volcán en La Palma-, que depende del Gobierno local, no del central. Desde que Red Eléctrica constató la falta de potencia, la situación es más tensa.
El viernes de la semana pasada, en una nota de prensa, el Ministerio para la Transición Ecológica trató de explicar lo que calificó como “una situación que reviste una gran complejidad tanto desde el punto de vista técnico como jurídico”. Desde 2021, recordaron, mantuvieron nueve reuniones con los responsables autonómicos y respondieron “de forma reiterada y motivada en reuniones físicas, por videoconferencia, o reuniones telefónicas”. Canarias pedía que fuese el Gobierno quien, por Real Decreto-ley, otorgara el régimen retributivo específico adicional a las nuevas centrales, sin el procedimiento de concurrencia, lo que supondría saltarse el visto bueno europeo. “Esta opción era difícilmente justificable desde el punto de vista jurídico y competencial”, alegan en la nota de prensa, “motivo por el cual el Miteco tuvo que explicar, de nuevo, a la Consejería su inviabilidad y recomendar la adopción de las medidas de emergencia”.
GRUPOS OBSOLETOS
La paralización de las actuaciones supuso también que varios grupos ya disponibles y hasta desplazados a las islas, que contaban con autorizaciones administrativas anteriores a la ley -hoy ya han caducado los permisos administrativos y ambientales- no se pudiesen conectar al sistema porque necesitaban ese procedimiento de concurrencia. Ocurrió con dos grupos diésel de El Palmar.
En este intervalo, el parque generador ha ido sumando horas de uso y años de vida. “La realidad es que, tras diez años de imposibilidad de realizar inversiones, muchos grupos se encuentran en una situación de envejecimiento y obsolescencia técnica, sin repuestos disponibles (…), lo que dificulta su operación y disponibilidad”, detalla el informe. Y el proceso es complejo, así que incluso aunque empezase hoy, llevaría meses, si no años, instalar nuevas máquinas.
Esto supone que de los 97 grupos de generación que hay en las nueve centrales de Canarias, 60 tienen más de 25 años, 34 están por encima de los 35 años y 13 superan ya los 45 años de antigüedad. En su informe 2023-2027, remitido en enero de 2022, Red Eléctrica pone de manifiesto un déficit de potencia cuya falta ya se nota. En su escenario alternativo detalla que faltarán 709 MW en 2023, de los cuales 528 MW se podrán cubrir con grupos que ya han superado su vida útil regulatoria, pero para el resto ni siquiera existe esta alternativa. La imposibilidad de realizar inversiones desde 2013 ha supuesto, según Endesa, “el envejecimiento y obsolescencia de una parte importante del parque”. Muchos grupos se encuentran en situación compleja, “sin posibilidad incluso de encontrar todos los repuestos necesarios”.
46 ESCRITOS Y CUATRO GRUPOS
Tal vez lo que mejor ejemplifica esta parálisis administrativa es el cierre de sendos grupos de las centrales Jinámar, en Gran Canaria, y Candelaria, en Tenerife. Actualmente tienen entre 37 y 44 años y para seguir cumpliendo con la normativa comunitaria desde el 1 de enero de 2020 debía autorizarse un cambio de fueloil 0,7% a fueloil 0,3%. No se hizo -no a tiempo- y Endesa solicitó su cierre el 30 de septiembre de 2020 “debido al tiempo que llevaban parados” y “por su situación de obsolescencia”. Sin embargo, la Dirección General de Política Energética y Minas aprobó el cambio a 0,3% algo después, el 17 de noviembre, y en diciembre, su operación durante tiempo limitado.
También en ese mes, Red Eléctrica, que en su momento no los consideró necesarios, emitía una opinión desfavorable a la solicitud de cierre por considerar que eran necesarios para el sistema y que su desaparición “imposibilitaría el mantenimiento de otras unidades”. En el informe, Endesa carga contra esta decisión, especialmente teniendo en cuenta que en 2018, “en un contexto de mayor demanda”, se consideró que no era necesaria su aportación. “Y sin embargo en 2020, con un escenario de menor demanda, resulta que ahora sí era necesario contar con una potencia equivalente al 100% de potencia bruta de estos grupos”, alegan.
Lo cierto es que la potencia de estos grupos equivale, precisamente, a los 186 MW que en enero del año pasado Red Eléctrica decía que necesitará el sistema canario ya en 2023 y Endesa advirtió en varias ocasiones de la necesidad de actualizar su combustible para que siguiesen operando a partir de 2020. Llegó a ponerse sobre la mesa la posibilidad de que actuasen como grupos de emergencia, pero la eléctrica recordó entonces que habrían sido necesarios al menos cuatro meses para el aprovisionamiento del nuevo combustible y que esto habría retrasado su vuelta a la actividad casi hasta agosto de 2021, cuando la normativa europea habría limitado su disponibilidad a 500 horas anuales. En cualquier caso, añadieron, se trata de grupos con tiempos de arranque de casi 20 horas, por lo que no podrían usarse en situaciones de emergencia, cuando el tiempo de respuesta debe ser de minutos. Aunque no fue el único tema que se trató en estas comunicaciones, sí fue una constante y conocieron el caso los gobiernos del PP y el PSOE.
El primer contacto se produjo el 14 de marzo de 2016, cuando Endesa escribió a Red Eléctrica para compartir su “preocupación” por las consecuencias que pudieran derivarse “del retraso que se está produciendo en la publicación de la resolución de convocatoria del procedimiento de concurrencia competitiva“. Entonces se hacía hincapié también en el impacto que podía tener en Baleares, si bien con el tiempo la correspondencia se centró más en la situación en Canarias. Ya en este primer correo se recordaba que adaptar varios grupos a la Directiva de Emisiones Industriales europea (DEI) para que pudiesen seguir funcionando a partir del aún lejano 1 de enero de 2020. No obstante, se explicaba que, por los plazos necesarios, no podía retrasarse mucho más la convocatoria del procedimiento. Las mismas reflexiones se hicieron llegar al Ministerio de Industria, Energía y Turismo.
Un año y medio después de la publicación de la norma, el 23 de febrero de 2017, se envió una carta al entonces Secretario de Estado de Energía, Daniel Navia. Se trasladaba, de nuevo, la “preocupación” y se mencionaba directamente la seguridad de suministro. El 18 de enero de 2018 ya se elevó el caso al ministro, Álvaro Nadal, se argumentaba que ya se habían superado los plazos -“no se llega ya por tanto al 1 de enero de 2020”- y se exponía que sería necesario “que se adopten medidas extraordinarias para garantizar la cobertura”. En julio, tras la moción de censura y con un nuevo Gobierno, se contactó con la Directora General de Política Energética y Minas, María Jesús Martín.
Las comunicaciones con las instituciones continuaron a lo largo de los meses y los años, ya fuesen centradas en los cierres de los grupos de Jinámar y Candelaria o para advertir del peligro al que se enfrentaba el sistema canario. El último escrito se envió el 28 de julio, un mes antes del apagón en La Gomera.
Agencias
