Análisis de la Resolución del BOE sobre el Régimen Retributivo Adicional: ¿Garantía de suministro o freno a la transición energética en Canarias?
El martes 24 de febrero de 2026, el Boletín Oficial del Estado (BOE) publicó una disposición crucial para el futuro inmediato de nuestra red. La Resolución de 3 de febrero de 2026 de la Dirección General de Política Energética y Minas. Esta resolución resuelve el procedimiento de concurrencia competitiva para otorgar compatibilidad y reconocer el régimen retributivo adicional a diversas centrales de generación en los territorios no peninsulares, incluyendo Canarias.
Frente a la innegable realidad del cambio climático antropogénico, impulsado por los gases de efecto invernadero derivados de los combustibles fósiles, cualquier decisión sobre nuestro parque de generación térmica debe analizarse con lupa. ¿Estamos avanzando hacia la descarbonización o simplemente perpetuando un modelo obsoleto por necesidades técnicas a corto plazo?
¿Qué implica esta resolución para los sistemas eléctricos aislados?
En los sistemas eléctricos aislados, garantizar que la oferta de energía cubra la demanda en todo momento es un desafío técnico de primer orden. La resolución tiene como propósito fundamental garantizar el suministro de energía eléctrica en estos territorios. Para lograrlo, el Ministerio ha evaluado las solicitudes de las empresas generadoras basándose en los informes técnico-económicos del operador del sistema (Red Eléctrica).
Esta evaluación técnica otorga un régimen retributivo adicional a ciertos grupos de generación. Priorizando aquellos que minimizan los costes totales para el sistema y favorecen la seguridad de suministro. En la práctica, esto se traduce en extender la vida útil regulatoria de grupos térmicos existentes o autorizar nuevas inversiones en tecnologías de combustión.
Luces y sombras técnicas del documento
Al desgranar los anexos de la resolución, encontramos decisiones que reflejan las tensiones entre la operación de la red y las restricciones ambientales:
- Exclusión por limitaciones medioambientales y de tamaño. Se ha denegado la compatibilidad a grupos que solicitaban extender su vida útil pero presentaban limitaciones en sus horas de funcionamiento por motivos medioambientales. Asimismo, se han descartado grupos con un tamaño excesivo que no resultaban adecuados para su respectivo sistema eléctrico.
- Restricciones urbanísticas en Canarias. Atendiendo a los informes del Gobierno de Canarias, se han bloqueado proyectos específicos debido a restricciones urbanísticas e impedimentos para su ejecución. Entre ellos destacan las exclusiones en las centrales de Las Salinas en Fuerteventura y Candelaria en Tenerife. Además, han quedado fuera los proyectos Muelle Grande 1 y Muelle Grande 2 en Gran Canaria.
- El monopolio de facto y la excepción legal. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia confirmó que, aunque el grupo Endesa supera la cuota del 40% en potencia instalada en todos los territorios no peninsulares, puede optar a esta resolución para asegurar la cobertura de la demanda.
- Extensiones «sin inversión»: A los grupos de generación cuya vida útil regulatoria ha finalizado o finalizará pronto, y que no realizarán nuevas inversiones, se les reconoce este régimen adicional por un periodo de 5 años. Durante este tiempo, percibirán los costes fijos de operación y mantenimiento, además de la retribución por costes variables de generación.
Las tecnologías aprobadas: Un repaso al Anexo I
El Anexo I de la resolución detalla los grupos a los que se les ha otorgado compatibilidad, revelando las zonas donde seguiremos anclados a la combustión. Aunque la resolución también incluye a los subsistemas de Mallorca y Menorca (con extensiones en Son Reus y Mahón), así como a Ceuta y Melilla, nuestro foco vital está en las redes insulares canarias.
Gran Canaria: El peso de Jinámar y Barranco de Tirajana
En Gran Canaria, el respaldo térmico se concentra en dos grandes nudos históricos:
- Jinámar (66 kV): Se ha autorizado la extensión de vida de antiguos grupos Diésel de 2 tiempos. Además, se aprueban nuevas inversiones millonarias en turbinas de gas heavy duty operadas por Endesa.
- Barranco de Tirajana (220 kV y 66 kV): Este nudo vital en el sur de la isla consolida su posición con la aprobación de cuantiosas inversiones y extensiones para ciclos combinados de configuración 2×1, así como turbinas de gas heavy duty.
Tenerife: La expansión en Granadilla y nuevos nudos
Tenerife presenta un escenario de gran movimiento, consolidando el sur pero abriendo nuevos focos de generación distribuida:
- Granadilla (220 kV y 66 kV): Sigue siendo el gran pulmón térmico. A las extensiones de los grupos Diésel de 2 tiempos e inversiones en turbinas de gas heavy duty y ciclos combinados de Endesa , se suma un actor importante: Sampol Ingeniería y Obras. Esta empresa instalará múltiples grupos nuevos de motores de gas conectados a la red de 220 kV.
- Arona (66 kV): Se aprueba la extensión y la inversión para turbinas de gas aeroderivadas.
- Realejos y Dique del Este (66 kV): Sampol también ha logrado la autorización para instalar nuevos motores de gas en el norte (Realejos) y en la zona portuaria de Santa Cruz (Dique del Este).
Lanzarote y Fuerteventura: Diésel y nuevos motores
El sistema eléctricamente interconectado de las islas orientales muestra una fuerte dependencia de tecnologías muy contaminantes:
- Punta Grande (Lanzarote, 66 kV): Endesa mantiene su predominio con la extensión de vida de múltiples grupos Diésel de 4 tiempos y fuertes inversiones en turbinas de gas heavy duty.
- Puerto del Rosario y Jares (Fuerteventura): El nudo de Puerto del Rosario a 66 kV experimentará un notable crecimiento. Por un lado, Disa Generación instalará nuevos grupos Diésel de 4 tiempos (proyectos Carriones, Guisguey, Tamariche y Tefía). Por otro, Sampol pondrá en marcha nuevos motores de gas tanto en Puerto del Rosario como en el nudo de Jares a 132 kV.
- Gran Tarajal (Fuerteventura, 66 kV): La empresa Canary Carreteras conectará nuevos grupos Diésel de 4 tiempos bajo los proyectos Maxorata I y II.
Las islas no capitalinas: Dependencia del Diésel
La situación en las islas menores es un recordatorio de la vulnerabilidad de los microsistemas:
- La Palma (Los Guinchos, 66 kV y 30 kV): Toda la potencia autorizada (tanto nuevas inversiones como extensiones) corresponde a grupos Diésel de 4 tiempos operados por Endesa.
- La Gomera (San Sebastián, 22 kV): Se extienden los grupos Diésel de 4 tiempos existentes en la capital.
- El Hierro (Llanos Blancos, 20 kV): A pesar de los grandes avances renovables de la isla, la seguridad de suministro sigue requiriendo la extensión de la vida regulatoria de sus pequeños grupos Diésel de 4 tiempos.
Una reflexión obligada desde la operación del sistema
Las máquinas síncronas tradicionales aportan algo que hoy por hoy es crítico: inercia física y firmeza. Ante un hueco de tensión o una racha de viento que cae abruptamente, estos fierros pesados mantienen el sistema en pie.
Sin embargo, autorizar nuevas inversiones con vidas regulatorias de 10 años para ciclos combinados o turbinas de gas, y permitir la proliferación de nuevos motores diésel de 4 tiempos, es una píldora amarga. Nos asegura que la luz no se apague hoy, pero hipoteca nuestra huella de carbono mañana.
La transición energética es inaplazable. Esta resolución debe leerse no como un plan de futuro, sino como el soporte vital temporal de un modelo enfermo. Nuestro horizonte debe ser acelerar masivamente el almacenamiento (baterías de gran escala y bombeo hidráulico), los compensadores síncronos y las redes inteligentes para que, en la próxima década, este mapa térmico sea solo un recuerdo de un pasado superado.
