¿Cuándo se arreglarán los sistemas eléctricos canarios?

La diferencia entre el coste de generación insular  y lo que pagan los consumidores canarios a través de las tarifas  está en el entorno de los 800 millones de euros anuales, que debe ser cubierto por todos los ciudadanos, la mitad con las tarifas y el resto con los presupuestos del estado. En un momento de alto endeudamiento y con nuevas necesidades de gasto publico, es  una lastima que nadie esté intentando reducir este importante compromiso de solidaridad nacional. Empecemos con algunos números.

Los ahorros derivados de la generación renovable insular.

Es bien sabido que la utilización de energías renovables supone un importante ahorro económico al desplazar a los derivados del petróleo en la generación eléctrica. A título de ejemplo, y para un día con alto viento e irradiación como el 22 de junio de 2024, las renovables supusieron un ahorro de 790.000 € al sustituir a los  combustibles fósiles  solo en la isla de Gran Canaria, unos 616.000 en Tenerife y aproximadamente la mitad en el sistema Lanzarote-Fuerteventura[1], cálculos realizados a partir de los datos de REE y completados con algunas estimaciones, pues aquellos no existen para cada sistema aislado[2]. Por lo tanto, el impulso de las renovables es económicamente fundamental para disminuir los sobre costes extra-peninsulares mencionados.

Sin embargo, la otra cara de la moneda la tenemos en las crecientes limitaciones a la generación renovable y así, en todo el archipiélago han costado a los españoles 6 millones de euros[3], al ser sustituidas las renovables por los derivados del  petróleo, a pesar de estar programada su producción y participar inicialmente en el despacho de cargas (en Canarias no existen mercados eléctricos organizados).

Adicionalmente, muchas instalaciones de renovables canarias deciden no producir dado que no se les remunera suficientemente, pues la misma se basa en el precio horario del mercado mayorista peninsular, con un insuficiente apuntamiento insular basado en el precio medio del día. Es decir,  siguen viendo precios ceros o negativos por el efecto autófago fotovoltaico principalmente, lo que nada tiene que ver con el coste de los combustibles que sustituyen. No se tienen datos concretos del impacto económico de estas auto-limitaciones pero se trata de un absurdo que hay que corregir cuanto antes.

La operación técnica del sistema canario

El sistema eléctrico canario, necesita por lo tanto una revisión total, tanto técnica como económica. Por el lado de las limitaciones es necesario buscar fórmulas que permitan la remuneración de los lucros cesantes, similares a la península, y en paralelo facilitar la participación de las renovables en los servicios de balance (cada isla debería ser una zona de regulación similar a las de la península) y no frecuencia del sistema (donde se incluyen las Restricciones Técnicas), dado que un 94% de las mismas se producen por generación no integrable en el sistema. La incorporación del almacenamiento es también clave para aprovechar estos excedentes y darle valor a las limitaciones, tema que abordaremos posteriormente.

La principal razón de estas Restricciones Técnicas o curtailments deriva pues de la participación de la generación no síncrona en la cobertura de la demanda (muy de moda después del apagón), que alcanza puntualmente valores próximos al 60%, pero no permite llegar a ese nivel de forma permanente. Es decir la pérdida de inercia ante variaciones repentinas preocupa a REE, a pesar de que los apagones en Tenerife en el 2019 y 2020 se han producido por problemas en la subestación de Granadilla o en una central de generación térmica (caso más reciente en La Palma) conectada al mismo nudo, nada que ver con sobretensiones o insuficiente inercia.

Por otro lado, hay que tener en cuenta que los códigos de red en Canarias regulados por diferente normativa (PO SENP 12.2) y procedimientos de certificación (NTS-SENP), son muy exigentes, planteando algunos requisitos (potencia/frecuencia, control de tensión,  ..) que luego no se llevan a la práctica, a pesar de que REE  reconoce que podrían ser aprovechados.

El tema del almacenamiento en Canarias necesita cierta reflexión. Parece que todo pivota para hidrobombeos como Chira-Soria, del que se lleva hablando casi 20 años y que parece iniciará su operación en 2027, fundamental para el posible desarrollo de parques eólicos marinos en Gran Canaria. Por otro lado, ya tenemos un ejemplo en operación: Gorona del Viento. Uno de los proyectos “innovadores” más costosos, probablemente junto con Elcogas, y un dislate tecnológico, del que se desconoce ningún articulo que nos permita aprender sobre la operación de este sistema hibrido, convirtiéndose sin embargo en un proyecto ampliamente criticado, no solo en nuestro país[4] y que habría que revisar por un lado su  elevada remuneración unitaria (400 €/MWh), cuyo monto total forma parte de los sobre costes mencionados,  y por otro,  su costoso diseño inicial y la operación actual.

Adicionalmente, apenas si existen sistemas de almacenamiento, solo alguna batería testimonial ligada a un parque eólico, y ello a pesar de que se lanzó en el 2022 una convocatoria de ayudas a baterías con 51  proyectos aprobados a finales del 2023, que tienen que entrar en operación en menos de 1 año, cuando no está claro su remuneración ni, por lo tanto, el modelo de negocio que los viabilice. Curiosamente, varios meses después (en marzo de 2025) de conocerse los resultados de la convocatoria, el Ministerio lanzó a información pública una consulta para conocer la opinión de los agentes sobre el uso de sistemas de almacenamiento, lo que habría lógico haberlo hecho antes de la convocatoria de ayudas.

La operación económica y las renovables

En cualquier caso, un tema más inmediato de resolver, y ya se inició en este sentido un ejercicio con una importante consultora, es el cambio de la forma de remunerar la producción a las renovables dado el absurdo mencionado al principio de este artículo: ligarlas a los precios peninsulares. Dada la imposibilidad de operar como un mercado eléctrico insular, por la similitud de los precios térmicos al estar basados en solo dos combustibles, y el papel dominante de Endesa en la generación, la mejor opción sería buscar una fórmula en la que los ingresos se basaran en el coste evitado insular, laminado para obtener rentabilidades razonables (la famosa cantinela del RD 413/2014) ligadas al riesgo de los proyectos y a los costes de financiación.

El cálculo de ese coste evitado podría estar basado en el de la sustitución de los combustibles fósiles ponderado por el porcentaje de generación renovable en cada isla. Ello daría lugar a un precio fijo promedio de los ahorros obtenidos a lo largo del año, con un coeficiente de apuntamiento basado en el precio térmico horario frente al valor medio para el mismo día (propuesta de PWC). Este esquema se aplicaría a las plantas existentes, ya que para las nuevas se pueden recuperar las subastas de precio con coberturas públicas en un plazo de 15 años.

Además de estas opciones, de debe habilitar urgentemente la participación de las EERR en los servicios del sistema, obteniendo ingresos adicionales y permitir la incorporación del almacenamiento dentro de las instalaciones de Categoría B del RD 738/2015. Ello posibilitaría incluir las instalaciones hibridas en los programas de casación, tanto a corto plazo como en tiempo real. Llevamos muchos años predicando en el desierto, tratando de que se nos haga caso en estos temas y conseguir reducir el sobre coste extra-peninsular y hasta la fecha nada ha cambiado. Si se nos hubiera hecho caso, se habría aprendido mucho de cómo operar redes débiles (como reconocía un insigne catedrático de una universidad privada en un webinar sobre el apagón, espero que no haya tenido nada que ver con el endiablado RD 738/2015) en situaciones como la vivida con el apagón península, que por el contrario ha hecho que el Operador del Sistema sea cada vez más conservador (operación reforzada le llaman) y el 60% de participación estable de la generación síncrona sea cada vez más difícil.

[1] En el 9 del mes de enero, los ahorros se redujeron sustancialmente para llegar a los 40.000 € debido al menor viento y menor erradicación solar.

[2] El coste promedio de generación en las islas esta en el entorno de los 220 €/MWh y dado que los consumidores canarios pagan una tarifa similar a los peninsulares, con  el objetivo de evitar discriminaciones entre nacionales,  en el entorno a los 27 €/MWh en el mes de abril, la diferencia es la que debe ser compensada por los ciudadanos españoles. Aparte de un apuntamiento insular basado en la estructura del consumo por  islas, no existe  un incentivo adicional para mejorar el consumo eléctrico en las islas.

[3] Si tomamos el mes de abril, cuando las limitaciones alcanzaron el 19% del producible renovable, lo cual supuso quemar  diesel y fuel oil para generar 29,6 GWh, que deberían haber sido producidos con renovables.

[4] https://elperiodicodelaenergia.com/gorona-del-viento-cumple-10-anos-y-lo-hace-como-modelo-de-especulacion-en-canarias/#comments

Alberto Ceña es CEO de Bepte SL