Pablo Casado, director territorial de Endesa en Canarias, afronta una de las principales crisis energéticas que vive nuestro país y, probablemente, una de las más olvidadas tanto desde los despachos de la capital como en los europeos.
Casado es ingeniero industrial por la Escuela Técnica Superior de Las Palmas de Gran Canaria. Desde 1992 está vinculado al Grupo: responsable de Operaciones Internacionales de Unelco, director de generación en Perú, director general de Cemsa (Argentina) y director general de Emalsa (Las Palmas de Gran Canaria) hasta su nombramiento en 2007 como máximo responsable en las islas.
El 10 de junio, la isla de la Palma volvió a quedarse sin electricidad, lo que supone la sexta incidencia en apenas un mes y medio. La vicepresidenta y ministra de Transición Ecológica, Sara Aagesen, ha asegurado que está ya investigando las causas -aunque le quitó hierro por su rápida reposición- mientras Red Eléctrica salió rápidamente al paso para asegurar que contaba con las reservas rodantes suficientes.
¿Qué sucedió exactamente en el último apagón de La Palma?
Los sistemas eléctricos, especialmente los insulares, operan con unos criterios de seguridad ante los fallos. No se puede pedir a una máquina que no falle, se parte de la base de que van a fallar y en base a eso se establecen planes para bloquear su impacto, especialmente, el de los activos más grandes. Cuando eso ocurre, el resto del sistema debe reaccionar. El fallo ocurrió. Esto es así. Pero no es cierto que una parada no programada pueda provocar un cero porque cualquier incidencia simple debe ser cubierta por el resto de los elementos del sistema. En este caso esto debía haber sido cubierto por el resto de los grupos generadores de la central de los Pinchos en La Palma. ¿Qué ocurre? Que en ese momento en La Palma solamente había tres grupos operando, una turbina grande y dos motores diésel más pequeños. Una de nuestras turbinas sufrió una parada no programada. El resto del sistema debería haber reaccionado, como establece el criterio N-1, pero no había suficiente potencia de reserva rodando. Solo tres grupos estaban en servicio, y los dos grupos diésel que quedaron no pudieron sostener la demanda. El problema no fue la avería en sí, sino que no había respaldo suficiente. En mi opinión, ese día se incumplió el procedimiento de operación número uno, cuya responsabilidad es de Red Eléctrica.
¿Se plantean emprender acciones legales, como en anteriores casos?
Estamos colaborando con la investigación del Gobierno canario. Si finalmente recae alguna sanción sobre nosotros que consideremos injusta, la recurriremos. En anteriores apagones, como el de Tenerife, los tribunales nos dieron la razón.Red Eléctrica ya advirtió en 2021 de problemas de generación en Canarias. Entonces se mencionaron islas como Tenerife, Gran Canaria o Fuerteventura, que curiosamente hoy presentan menos incidencias. Sin embargo, La Palma y La Gomera están sufriendo más.
¿Cuál es su percepción sobre esta situación de emergencia energética? ¿Comparten el diagnóstico del Gobierno canario, que habla de una crisis a resolver en una década?
Me voy a remontar incluso más atrás para explicar el origen de esta situación. En 2013 se aprobó una ley que modificaba las competencias autonómicas y estatales respecto a la gestión energética en Canarias. Esta norma establecía que la autorización para instalar nueva potencia pasaba al Estado, y fija que las empresas con más del 40% de generación no pueden aumentar su capacidad salvo en condiciones muy específicas.
Hasta ese momento, la iniciativa de instalar nueva potencia era libre: el Gobierno canario elaboraba una planificación y cualquier operador podía presentar proyectos, tramitarlos y construirlos. El Ministerio retribuía después a los promotores. En la práctica, solo Endesa hizo uso de este sistema durante décadas, invirtiendo más de 100 millones de euros al año en generación. La ley de 2013 introduce además un nuevo mecanismo: para que cualquier empresa pueda construir nueva potencia, debe convocarse un procedimiento de concurrencia competitiva gestionado por el Ministerio para la Transición Ecológica (MITECO). El objetivo era que entraran nuevos operadores y se controlara mejor la retribución. Pero la realidad es que, hasta diez años después, no se había convocado ningún procedimiento de concurrencia para generación convencional.
¿Cuándo comienza a detectarse realmente el déficit de potencia?
A partir de 2015 ya percibimos un problema importante de cobertura. Enviamos más de 50 cartas a todas las administraciones y al operador del sistema alertando de la situación. Pero no es hasta finales de 2020, cuando entra en vigor una nueva normativa ambiental y el operador del sistema alerta oficialmente de que Tenerife y Gran Canaria no tienen suficiente capacidad de generación según los procedimientos operativos. En 2023 ya se declara que todas las islas necesitan potencia con carácter urgente.
El problema es que el documento que certifica esa necesidad debía haberse publicado cinco años antes, ya que construir grupos nuevos lleva al menos ese tiempo. Pero se publica en 2023, indicando que la potencia es necesaria para el 1 de enero de 2024. Con lo cual, era imposible cumplir esos plazos.
¿El procedimiento de concurrencia para nueva generación ya está en marcha?
Sí. Tras el apagón en La Gomera (30 de julio de 2023), el Gobierno tomó conciencia y lanzó el procedimiento de concurrencia. En octubre de 2024 se presentaron las propuestas y esperamos que el Ministerio lo resuelva en los próximos meses. Debería haberse adjudicado el pasado mes de abril, pero va con retraso. Aun así, es un paso de gigante, aunque llega muy tarde.
¿Endesa ha presentado proyectos en ese concurso? ¿De qué tipo?
Nosotros hemos presentado 78 proyectos. El resto de los operadores han presentado 42. Esto da una idea del compromiso de Endesa con Canarias, a pesar de las limitaciones legales, y de nuestra relación histórica con el archipiélago. Nuestra intención es permanecer y ser parte de la solución.Hay que tener en cuenta que este concurso mantiene incertidumbres importantes. Aún está pendiente la definición de la tasa de retribución aplicable a los activos. Sin eso, es difícil que cualquier promotor tome decisiones de inversión con claridad. Además, hay otras normativas técnicas y económicas por resolver. Son aspectos clave, porque estamos hablando de inversiones que operarán durante 25 años.
¿A qué volumen de potencia equivale lo que se ha puesto sobre la mesa en este concurso?
El concurso canario en su conjunto licita 971 MW. Entre Endesa y el resto de operadores se han presentado unos 120 proyectos que, en principio, deberían cubrir esa potencia. No conocemos en detalle los proyectos de los demás participantes, por lo que no podemos saber si se cubrirá las necesidades de todas las islas o solo en algunas. Eso lo sabremos cuando se publique la resolución definitiva.
¿Este concurso es el mismo que el llamado "concurso exprés" o de emergencia?
No. Este es distinto. El concurso de emergencia fue impulsado por el Gobierno de Canarias tras el apagón de La Gomera. Fue adjudicado en 2024 a Sampol y DISA, y se están tramitando ahora los proyectos. Se trata de una potencia de emergencia, pensada para estar disponible mientras se construyen las nuevas centrales del concurso principal. Es una solución parcial, pero necesaria. Además, recientemente el Ministerio autorizó otros 120 MW adicionales dentro de ese mismo procedimiento de emergencia. Uno de los proyectos es una central flotante de 100 MW, que es una tecnología habitual en situaciones de emergencia. Canarias ya tuvo una central flotante en los años 70.
¿Qué tecnología utilizan esas centrales flotantes?
Estas centrales de emergencia son de generación convencional, con combustibles fósiles. Pueden ser gas o gasoil. Aunque creemos firmemente en la descarbonización, la realidad es que hay días sin sol ni viento, y necesitamos garantías para el suministro.
¿Cómo ve el futuro de las renovables y el almacenamiento en Canarias?
El objetivo de Canarias, como el de Europa, es descarbonizarse completamente. Para eso necesitamos una gran cantidad de renovables acompañadas de sistemas de almacenamiento. En la actualidad, las islas tienen una penetración de renovables del 20%, frente a más del 50% del conjunto nacional, y apenas hay almacenamiento operativo. Nosotros tenemos tres dispositivos de almacenamiento: un volante de inercia en La Gomera, un ultracondensador en La Palma y una batería de litio en El Hierro. Funcionan muy bien, pero son aún pequeños. Necesitamos replicar estas soluciones a gran escala.
¿Qué papel juegan las interconexiones entre islas en todo esto?
Las interconexiones son fundamentales. Ayudan a dar estabilidad al sistema. Actualmente están operativas las interconexiones entre Lanzarote y Fuerteventura, y entre La Graciosa y Lanzarote. Se está construyendo la de Tenerife con La Gomera, y hay planes para unir Gran Canaria con Fuerteventura. Todas ellas son responsabilidad de Red Eléctrica.
¿Hay previsto algún refuerzo especial de cara al verano?
Desde la actividad de distribución tenemos planes de contingencia para prácticamente cualquier eventualidad que se pueda dar. Especialmente aquellas derivadas de situaciones específicas de suministro como puede ser el verano, el volcán de la Palma o eventos especiales que se puedan dar como elecciones, festividades como las lustrales de La Palma, que comienzan el próximo 20 de junio. Pero las necesidades extraordinarias de generación deben ser declaradas por el operador del sistema. Nosotros no podemos actuar unilateralmente en ese sentido. En La Palma, por ejemplo, las fiestas lustrales suponen que se triplique la población. Tenemos un plan de contingencia normalizado, pero no la posibilidad de ampliar la potencia, lo que es preocupante.
En las Islas Baleares se instaló un grupo de emergencia para paliar los problemas de suministro que se registraron en Menorca. ¿Pueden hacer lo mismo?
En Baleares hubo este plan de emergencia que tú comentas. En Canarias hemos tenido y ejecutado en Endesa dos planes de emergencia en los últimos años Uno de ellos vinculado en el 2021, creo que fue al volcán de La Palma, se percibió un riesgo importante, el operador del sistema como responsable de alertar de estos riesgos, alertó de la necesidad o del riesgo especial que existía en la zona oeste de la isla de La Palma derivada de las coladas volcánicas y el Gobierno de Canarias solicitó al ministerio y a nosotros que actuáramos para colocar algún tipo de potencia de emergencia. Cosa que Endesa, evaluando la situación, viendo que era una situación completamente sobrevenida y que no podía haber sido previsto, movilizamos todos nuestros recursos e instalamos en un plazo récord de tres meses dos centrales de generación en la isla de La Palma. Una cosa parecida se hizo también con el apagón de La Gomera, pero esos mecanismos los tiene que definir el operador del sistema, Red Eléctrica.
¿Qué se está haciendo respecto a la obsolescencia de las actuales plantas?
Hay un problema serio. El 31 de diciembre de 2029 entra en vigor el Real Decreto 1042, que obligará al cierre de muchos grupos por motivos medioambientales. En La Palma, por ejemplo, 7 de los 11 grupos actuales tendrán que cerrar. En toda Canarias hay 15 grupos con cierre solicitado que ha sido denegado, pero si no cumplen la normativa ambiental, no podrán operar.A esto se suma que desde hace tres años Red Eléctrica no nos permite revisar turbinas por falta de reserva. Son revisiones críticas para la seguridad de las máquinas y de las personas. Están programadas con un año de antelación, y muchas veces no se autorizan.
¿Cómo está la situación de los pagos regulados y los costes de combustible?
Aún no se ha implementado la subasta de combustibles prevista desde 2013. Esto supone un perjuicio económico importante cada año. Los pagos de la CNMC también van con retraso, en algunos casos de hasta tres años. Esto no solo afecta a Endesa, sino que desincentiva la entrada de nuevos operadores.
¿Se ha avanzado en planes para establecer una factura eléctrica diferenciada en Canarias?
El Gobierno canario está trabajando en dar señales de precio específicas por isla. Actualmente, las islas reciben la misma señal de precio que la Península, lo que puede desincentivar el almacenamiento. El objetivo es optimizar el despacho y fomentar inversiones en baterías y renovables. Nosotros estamos tratando de apoyar y haciendo propuesta y entendemos que es una de las vías para fomentar esa mayor penetración de renovables y esa mayor penetración del almacenamiento.¿Tiene alguna posición sobre el desarrollo de la eólica marina o la geotermia?No hay cambios respecto a esas tecnologías. En cuanto a la geotermia, es cierto que hubo iniciativas, pero no han avanzado.