Análisis del Proceso de Declaración de Emergencia Energética en Canarias y la Convocatoria para Generación Adicional, desde el punto de vista del Gobierno de Canarias.

Resumen Ejecutivo

El 2 de octubre de 2023, el Consejo de Gobierno de Canarias aprobó la declaración de emergencia energética en la Comunidad Autónoma. Esta decisión fue la culminación de un proceso desencadenado por las advertencias formales del Operador del Sistema (Red Eléctrica de España – REE) sobre riesgos inminentes para la cobertura de la demanda eléctrica a corto plazo, afectando particularmente a los sistemas eléctricos de Gran Canaria, Tenerife y Fuerteventura. La situación subyacente reflejaba vulnerabilidades estructurales largamente conocidas en los sistemas eléctricos insulares: fragmentación, aislamiento de la red peninsular, fuerte dependencia de combustibles fósiles importados y un parque de generación térmica convencional significativamente envejecido y obsoleto. Estas vulnerabilidades habían sido objeto de reiteradas advertencias por parte del principal operador de generación, Endesa, durante años, sin que se hubieran implementado soluciones estructurales efectivas debido, en parte, a bloqueos regulatorios.

Ante la confirmación del riesgo por parte de REE, se activó el marco legal específico previsto para territorios no peninsulares, concretamente el artículo 59 del Real Decreto 738/2015 y el artículo 7.5 de la Ley 24/2013. Este marco establece un procedimiento mediante el cual la comunidad autónoma solicita al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITERD) el reconocimiento de las repercusiones económicas de medidas extraordinarias y temporales para garantizar el suministro. La declaración de emergencia del Gobierno canario formalizó la gravedad de la situación y comprometió la adopción de medidas urgentes, incluyendo la agilización de trámites administrativos. Como paso inmediato, la Consejería de Transición Ecológica y Energía publicó una «Invitación para la Presentación de Propuestas» destinada a la instalación rápida de potencia de generación adicional, gestionable y flexible, en las islas con mayor déficit.

Es fundamental subrayar el carácter estrictamente temporal de estas medidas de emergencia. La normativa y la propia declaración especifican que su vigencia se limita al tiempo que persista el riesgo identificado por REE y hasta que puedan implementarse soluciones de carácter estructural. Estas soluciones estructurales incluyen la renovación y ampliación del parque de generación permanente a través de procedimientos de concurrencia competitiva (como el convocado por el MITERD en junio de 2024), el fomento acelerado de las energías renovables, el desarrollo de sistemas de almacenamiento energético y la ejecución de las infraestructuras de transporte y distribución planificadas. El proceso culminó con la emisión de Órdenes Ministeriales por parte del MITERD (como la Orden TED/433/2024), reconociendo formalmente las repercusiones económicas y autorizando la financiación de la potencia de emergencia necesaria para Gran Canaria, Tenerife y Fuerteventura, como previamente se había hecho para La Gomera tras un incidente similar.

1. Contexto: Vulnerabilidad de los Sistemas Eléctricos Aislados de Canarias

La crisis energética que llevó a la declaración de emergencia en octubre de 2023 no fue un evento súbito, sino la manifestación aguda de debilidades estructurales inherentes a los sistemas eléctricos del archipiélago canario. Comprender estas vulnerabilidades es esencial para contextualizar las decisiones tomadas.

• Fragmentación del Sistema: Una característica definitoria del sistema eléctrico canario es su fragmentación. A diferencia del sistema peninsular interconectado, Canarias opera con seis sistemas eléctricos eléctricamente aislados entre sí y sin conexión con el continente: Gran Canaria, Tenerife, Lanzarote-Fuerteventura (operado conjuntamente pero con limitaciones), La Palma, La Gomera y El Hierro. Esta falta de interconexión robusta impide que un sistema pueda apoyar a otro en caso de déficit de generación o fallos técnicos importantes. Cada isla o subsistema debe, en gran medida, autoabastecerse, lo que magnifica el impacto de cualquier incidencia local y eleva significativamente el riesgo de interrupciones generalizadas del suministro, conocidas como «ceros eléctricos».
• Dependencia de Combustibles Fósiles y Flota Envejecida: Históricamente, los sistemas eléctricos canarios han dependido masivamente de combustibles fósiles importados, principalmente derivados del petróleo como el diésel y el fuelóleo, para alimentar sus centrales térmicas. En 2021, solo alrededor del 4% de la energía primaria demandada en Canarias tenía origen renovable autóctono. Esta dependencia no solo expone a las islas a la volatilidad de los precios internacionales de los combustibles y genera una huella de carbono significativa, sino que también se combina con un problema crítico: el envejecimiento del parque de generación. Una parte sustancial de los grupos de generación térmica en Canarias ha superado su vida útil operativa o regulatoria. Centrales como las de Jinámar (Gran Canaria) y Candelaria (Tenerife) albergan unidades con décadas de funcionamiento. Este envejecimiento se traduce en una menor fiabilidad, mayores costes de mantenimiento, menor eficiencia y mayores tasas de emisiones contaminantes. Expertos como el catedrático Roque Calero ya advertían que muchos equipos se mantenían de forma precaria, aumentando el riesgo de fallos. La combinación de aislamiento geográfico y obsolescencia tecnológica crea una fragilidad inherente, donde la pérdida inesperada de una única unidad de generación de gran tamaño puede desestabilizar rápidamente la red y provocar apagones masivos. El incidente de La Gomera en julio de 2023, donde un incendio en la central de El Palmar dejó a la isla sin suministro durante días, fue una dramática ilustración de esta vulnerabilidad sistémica, actuando probablemente como un catalizador para la declaración de emergencia posterior.
• Estado de las Energías Renovables (Pre-Emergencia): A pesar del abundante recurso solar y eólico disponible en las islas, la penetración de energías renovables en la cobertura de la demanda eléctrica canaria antes de la crisis se situaba en torno al 19-21%. Esta cifra contrastaba fuertemente con la media nacional peninsular, que ya superaba el 40% y se acercaba al 50% en 2023. La integración de mayores cuotas de generación renovable intermitente (eólica y solar fotovoltaica) en sistemas pequeños y aislados como los canarios presenta desafíos técnicos significativos, principalmente relacionados con la gestión de la variabilidad y la necesidad de sistemas de almacenamiento energético y generación de respaldo flexible que, hasta ese momento, eran insuficientes.
• Contexto Histórico y Advertencias Previas: La situación crítica de 2023 no surgió de la nada. Existía un historial documentado de incidentes de suministro y, crucialmente, de advertencias formales sobre los riesgos crecientes. Entre marzo de 2016 y julio de 2023, Endesa, como principal responsable de la generación térmica en las islas, remitió al menos 46 comunicaciones escritas a diversas autoridades regionales y nacionales. Estas incluían consejerías del Gobierno de Canarias, ministerios competentes (Industria/Energía/Transición Ecológica), la Delegación del Gobierno en Canarias, la Secretaría de Estado de Energía, la Dirección General de Política Energética y Minas, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) e incluso al Operador del Sistema (REE). En estas comunicaciones, Endesa alertaba consistentemente sobre el creciente déficit de potencia firme para cubrir la demanda y la imposibilidad de acometer las inversiones necesarias en renovación o nueva capacidad debido a la parálisis regulatoria. Específicamente, señalaban la falta de convocatoria por parte del Ministerio del procedimiento de concurrencia competitiva exigido por la Ley 24/2013 y desarrollado en el RD 738/2015, que era el único mecanismo legal para autorizar y retribuir nuevas instalaciones gestionables. Esta inacción regulatoria impidió durante años la modernización necesaria del parque generador. A esto se sumaron incidentes concretos en 2023, como pequeños cortes no programados en Lanzarote, La Palma y Gran Canaria, y el ya mencionado apagón total en La Gomera. La acumulación de estas advertencias desatendidas y la ocurrencia de incidentes reales pusieron de manifiesto una falla en la gobernanza del sistema energético, incapaz de responder proactivamente a los riesgos identificados hasta que la situación alcanzó un punto crítico.

2. El Detonante: Identificación del Riesgo de Suministro a Corto Plazo por el Operador del Sistema

Si bien las vulnerabilidades estructurales y las advertencias previas sentaron las bases de la crisis, el detonante formal para la activación de los mecanismos de emergencia fue la identificación y comunicación oficial de un riesgo inminente por parte de Red Eléctrica de España (REE).

• Rol de REE: En los territorios no peninsulares, REE actúa como Operador del Sistema (OS), una función crucial que incluye la supervisión en tiempo real de la operación de la red eléctrica, la garantía de su seguridad y la realización de análisis prospectivos sobre la capacidad del sistema para cubrir la demanda futura. Estos análisis de cobertura son fundamentales para detectar posibles déficits de generación a corto y medio plazo.
• Hallazgos de REE (Previos a Octubre de 2023): Los informes de cobertura elaborados por REE para Canarias, en particular el correspondiente al periodo octubre 2021-septiembre 2022 (emitido en octubre de 2021) y las actualizaciones posteriores, fueron decisivos.³ Estos informes pusieron de manifiesto de manera explícita la existencia de un «riesgo cierto» o un «escenario de riesgo» de que la generación disponible no fuera suficiente para cubrir la demanda eléctrica en el corto plazo. La causa principal identificada fue la indisponibilidad o la falta de fiabilidad de unidades de generación clave, especialmente los grupos de vapor más antiguos de las centrales térmicas de Jinámar (Gran Canaria) y Candelaria (Tenerife). Estos grupos, aunque obsoletos, seguían siendo considerados necesarios por el OS para garantizar la estabilidad y la cobertura en picos de demanda o ante fallos de otras unidades. Su precaria situación operativa se convirtió en el punto focal del riesgo identificado.
• Déficit Cuantificado: Los análisis de REE no solo identificaron el riesgo, sino que también lo cuantificaron. Inicialmente, los informes señalaron déficits de potencia firme. Posteriormente, aplicando criterios adicionales de seguridad de red, REE concluyó que era necesario disponer urgentemente de una potencia de generación adicional gestionable de 120 MW en Gran Canaria y 80 MW en Tenerife. Para el sistema Lanzarote-Fuerteventura, aunque una fuente inicial mencionaba 30 MW, la necesidad reflejada en la Invitación para Propuestas de Emergencia, emitida por el Gobierno Canario tras la declaración, fue de 50 MW. Esta última cifra se considera la necesidad oficial que motivó la convocatoria específica para Fuerteventura. La formalización y cuantificación del riesgo por parte de REE fue un paso indispensable. Aunque los problemas operativos y las advertencias de Endesa eran conocidos, fueron los informes oficiales de REE los que proporcionaron la justificación técnica requerida por el marco legal vigente (específicamente el RD 738/2015) para que las administraciones pudieran activar los procedimientos de emergencia. Estos informes transformaron un problema conocido en una condición legalmente reconocida que exigía una respuesta formal.

3. Vía Legal y Regulatoria para la Intervención de Emergencia

Una vez identificado formalmente el riesgo por REE, el proceso para implementar medidas de emergencia siguió una vía legal y regulatoria específica, diseñada para los territorios no peninsulares y que involucra tanto a la administración autonómica como a la estatal.

• Real Decreto 738/2015, Artículo 59: Este artículo es la piedra angular del procedimiento. Establece claramente los pasos a seguir cuando el Operador del Sistema (REE) detecta riesgos de cobertura de la demanda a corto plazo:
  • Desencadenante: Informe de REE identificando el riesgo.
  • Acción Autonómica: La Comunidad Autónoma afectada (en este caso, Canarias) tiene la obligación de solicitar al Ministerio competente en materia de energía (MITERD) el reconocimiento de las repercusiones económicas asociadas a las medidas de emergencia que se propongan. Esta solicitud debe realizarse con carácter previo a la adopción de dichas medidas.
  • Vinculación Legal: El artículo 59 vincula esta obligación autonómica con lo dispuesto en el artículo 7.5 de la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico.
  • Acción Estatal: El MITERD, mediante una Orden Ministerial, reconocerá (o denegará), en su caso, las repercusiones económicas derivadas de la adopción de estas medidas extraordinarias. La Orden debe especificar la potencia afectada, las características técnicas y económicas aprobadas y el período de tiempo determinado para el cual se concede el reconocimiento.
  • Naturaleza de las Medidas: El artículo enfatiza que estas medidas tienen un carácter «extraordinario y temporal». Su mantenimiento en el tiempo se extenderá exclusivamente mientras persistan las situaciones de riesgo identificadas por REE y hasta que se puedan acometer y llevar a término otras «medidas de carácter estructural», como la puesta en servicio de la potencia resultante del procedimiento de concurrencia competitiva previsto en el mismo Real Decreto 738/2015.
  • Duración y Renovación: El reconocimiento inicial de las repercusiones económicas se establece por un periodo de hasta tres años. Sin embargo, puede prorrogarse anualmente mediante Orden Ministerial si los informes de REE continúan poniendo de manifiesto el riesgo de cobertura en los subsistemas afectados.
  • Tratamiento Específico: Crucialmente, la generación de emergencia instalada bajo este artículo no se inscribe en el registro administrativo ordinario de instalaciones de producción, no computa para los cálculos de cobertura de demanda habituales y su despacho (funcionamiento) se limita estrictamente a aquellos momentos en que exista un riesgo cierto para la seguridad del suministro, a criterio del Operador del Sistema. No pueden sustituir a grupos ordinarios disponibles, salvo criterio excepcional del OS.
• Ley 24/2013, Artículo 7.5: Este artículo de la Ley del Sector Eléctrico establece la competencia de las Comunidades Autónomas para adoptar medidas necesarias para garantizar el suministro a corto plazo en caso de riesgo, pero sujeta el reconocimiento de las repercusiones económicas de dichas medidas a la autorización previa del Ministerio competente. Esto asegura una supervisión estatal sobre los costes que puedan impactar en el sistema eléctrico nacional, dado que los sobrecostes de generación en los territorios no peninsulares son financiados a través de los Presupuestos Generales del Estado y los peajes del sistema eléctrico.
• Pasos del Procedimiento: La combinación de estas normativas define una secuencia obligatoria:
  1. REE identifica y reporta formalmente el riesgo de cobertura.
  2. El Gobierno de Canarias, basándose en el informe de REE, solicita formalmente al MITERD el reconocimiento de las repercusiones económicas para las medidas de emergencia propuestas (instalación de nueva potencia temporal). Esta solicitud se realizó inicialmente en octubre de 2021 y fue reiterada en varias ocasiones. Una solicitud específica para La Gomera se cursó en septiembre de 2023 tras el apagón de julio.
  3. El MITERD analiza la solicitud, el informe de REE y puede recabar informes de otros organismos (como la CNMC, que informó sobre la propuesta para La Gomera). El MITERD circuló una propuesta inicial para Gran Canaria y Tenerife en abril de 2022.
  4. El MITERD emite una Orden Ministerial publicada en el BOE que autoriza las medidas y establece el marco para su financiación. Ejemplos clave son la Orden TED/1392/2023 para La Gomera y la Orden TED/433/2024 para Gran Canaria, Tenerife y Fuerteventura.
  5. Una vez obtenida la autorización ministerial, el Gobierno de Canarias procede a implementar las medidas, como la publicación de la Invitación para la Presentación de Propuestas.

Este marco legal, aunque diseñado para garantizar la seguridad del suministro en circunstancias excepcionales, crea un proceso intergubernamental de múltiples pasos que inherentemente requiere tiempo. La necesidad de informes técnicos, solicitudes formales, análisis ministeriales y posibles consultas introduce demoras entre la detección del riesgo y la implementación efectiva de las soluciones. El lapso temporal observado en Canarias, desde la primera advertencia formal de REE en octubre de 2021 hasta la publicación de la Orden TED/433/2024 en mayo de 2024, ilustra cómo este procedimiento, posiblemente combinado con factores administrativos o políticos, puede generar un retraso significativo en la respuesta a una amenaza identificada para la seguridad del suministro. Además, la naturaleza explícitamente temporal de las medidas del Artículo 59 refuerza la idea de que son un parche, una solución puente, y no un sustituto de las necesarias «medidas estructurales» (como el concurso de concurrencia competitiva) destinadas a resolver las causas raíz del problema.

4. Respuesta Oficial: La Declaración de Emergencia Energética

Ante la confirmación del riesgo por REE y en el marco del procedimiento legal descrito, el Gobierno de Canarias tomó la iniciativa de declarar formalmente la emergencia energética, una acción con implicaciones políticas y administrativas significativas.

• Solicitud del Gobierno Canario: Como paso previo requerido por la ley, el Gobierno de Canarias, ya bajo la administración anterior, había solicitado al MITERD el reconocimiento de las repercusiones económicas para medidas de emergencia basadas en los informes de REE de 2021. Tras el cambio de gobierno regional en 2023 y el agravamiento de la situación (evidenciado por el apagón de La Gomera), la nueva administración intensificó las gestiones con el MITERD y preparó la declaración formal de emergencia.
• Decisión del Consejo de Gobierno (2 de Octubre de 2023): En su reunión del 2 de octubre de 2023, el Consejo de Gobierno de Canarias aprobó oficialmente la «Declaración de Emergencia Energética en la Comunidad Autónoma de Canarias».
  • Motivaciones: El documento de declaración exponía claramente las razones que la justificaban: la «crítica situación» y «vulnerabilidad» de la generación eléctrica; el «riesgo cierto» para la seguridad y calidad del suministro; la necesidad imperiosa de acelerar la transición energética de forma segura; la excesiva dependencia de combustibles fósiles (solo un 4% de energía primaria renovable en 2021); y el envejecimiento y obsolescencia de las infraestructuras de generación convencional.
  • Objetivos: Los fines perseguidos con la declaración eran multifacéticos: garantizar el suministro eléctrico a corto plazo con los niveles de calidad necesarios; propiciar una adecuada transición energética en condiciones de seguridad; promover el desarrollo de energías renovables, la implantación de sistemas de almacenamiento y la ejecución de las infraestructuras de transporte y distribución planificadas.
  • Acuerdos y Compromisos Clave: La declaración incluía una serie de acuerdos y compromisos fundamentales:
    • Adoptar con carácter urgente las medidas temporales necesarias para garantizar el suministro a corto plazo, ante la situación de riesgo puesta de manifiesto por REE.
    • Aplicar la tramitación de urgencia en los procedimientos para otorgar las autorizaciones administrativas necesarias para la instalación de la potencia de emergencia, utilizando todos los medios legislativos y regulatorios disponibles. Esto buscaba acelerar la puesta en marcha de generación flexible, gestionable y con mínimos técnicos cercanos a cero (Categoría A según RD 738/2015).
    • Comprometer todas las políticas y medidas del Gobierno canario para resolver la vulnerabilidad del sistema.
    • Instar al Gobierno de España a actuar con agilidad tanto en el reconocimiento y financiación de las medidas de emergencia como en la convocatoria y resolución del procedimiento de concurrencia competitiva para las soluciones estructurales a medio y largo plazo.
    • Impulsar activamente el desarrollo de energías renovables (incluyendo la eólica marina), el almacenamiento energético y las infraestructuras de red necesarias.
    • Comunicar la declaración al Parlamento de Canarias para su debate y a la sociedad en general para concienciar sobre la gravedad de la situación.
• Publicación y Difusión: La declaración fue comunicada formalmente al Parlamento de Canarias para su tramitación y publicada posteriormente en el Boletín Oficial del Parlamento de Canarias (BOPC) el 9 de octubre de 2023, dándole carácter oficial y público.

La Declaración de Emergencia Energética no fue meramente un acto administrativo, sino una maniobra con múltiples objetivos estratégicos. Sirvió para reconocer formalmente la crisis ante la sociedad y las instituciones estatales, aumentando la presión sobre el MITERD para que autorizara y financiara las soluciones urgentes. Además, proporcionó la justificación legal para aplicar procedimientos administrativos acelerados («tramitación de urgencia») a los proyectos de generación de emergencia, sorteando en parte la lentitud burocrática habitual. Finalmente, la declaración enmarcó las medidas de emergencia dentro de una visión a más largo plazo, reafirmando el compromiso con la transición energética (renovables, almacenamiento, redes) como la solución estructural definitiva.

5. Asegurando Alivio Temporal: La Invitación para Propuestas de Generación de Emergencia

Como consecuencia directa e inmediata de la declaración de emergencia energética, la Consejería de Transición Ecológica y Energía del Gobierno de Canarias lanzó una convocatoria pública para obtener soluciones rápidas que paliaran el déficit de generación identificado.

• Propósito: La «INVITACIÓN PARA LA PRESENTACIÓN DE PROPUESTAS PARA LA INSTALACIÓN DE POTENCIA DE GENERACIÓN ADICIONAL CON EL FIN DE CUBRIR LAS NECESIDADES DE EMERGENCIA EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE CANARIAS» fue el instrumento práctico para buscar y seleccionar empresas capaces de instalar y operar, de forma temporal, la capacidad de generación adicional requerida urgentemente.
• Base Legal: La invitación se fundamentó explícitamente en la reciente declaración de emergencia del 2 de octubre de 2023 y en las disposiciones del artículo 59 del Real Decreto 738/2015.
• Capacidad Requerida: El objetivo era cubrir las necesidades de potencia gestionable adicional identificadas por REE y ratificadas en el contexto de la emergencia: 120 MW en Gran Canaria, 80 MW en Tenerife y 50 MW en Fuerteventura.
• Requisitos Técnicos Mínimos: Para ser consideradas, las propuestas debían cumplir con especificaciones técnicas mínimas muy concretas, diseñadas para asegurar la flexibilidad y rapidez necesarias en un contexto de emergencia:
  • Tamaño Máximo por Unidad: Los grupos generadores individuales no podían superar los 30 MW de potencia en Gran Canaria y Tenerife, ni los 15 MW en Fuerteventura.
  • Tiempo de Arranque: Debían ser capaces de acoplarse a la red eléctrica (sincronizarse y empezar a inyectar potencia) en tiempos inferiores a 20 minutos desde la orden de arranque.
  • Mínimo Técnico: Debían poseer un mínimo técnico (la mínima potencia a la que pueden operar de forma estable) próximo a 0 MW.
• Criterios de Valoración (Más allá de los mínimos): Además de cumplir los requisitos mínimos, las propuestas serían evaluadas y priorizadas en función de criterios adicionales que buscaban optimizar la solución:
  • Ubicación: Se valoraba positivamente la proximidad a las centrales térmicas existentes de Jinámar (GC) y Candelaria (TF), la ubicación en la vertiente norte de estas islas, la cercanía a grandes centros de consumo y la proximidad a subestaciones de transporte o distribución existentes para facilitar la conexión.
  • Características de los Grupos: Se preferían unidades con potencia inferior a los límites máximos (favoreciendo unidades más pequeñas y modulares), con el mínimo técnico más próximo a 0 MW posible, y con capacidad de arranque autónomo («black start»), es decir, capaces de arrancar sin depender de la red eléctrica externa, crucial para restaurar el suministro tras un apagón.
  • Combustible Utilizado: Se valoraba el uso de combustibles con menor impacto ambiental y para la salud pública. Aunque no se especificaban combustibles concretos en la invitación, ofertas posteriores incluyeron gasóleo, propano/biopropano e incluso biogás/biometano.
  • Rapidez de Ejecución: Se primaba el menor tiempo estimado para la puesta en servicio completa de la instalación, considerando tanto la construcción como la obtención de las autorizaciones necesarias.
• Contenido de las Propuestas: Las entidades interesadas debían presentar un dossier completo [User Query] incluyendo: descripción técnica detallada (tecnología, modelo, combustible, potencia), ubicación exacta (acreditando disponibilidad del terreno), identificación de permisos necesarios, cronograma detallado de implantación, justificación del cumplimiento de los criterios de valoración, acreditación de experiencia previa y datos de contacto.
• Plazo: La fecha límite para la presentación de propuestas se fijó para el 26 de octubre de 2023.
• Implementación Inicial: Tras la evaluación de las propuestas recibidas, el Gobierno de Canarias alcanzó acuerdos con empresas como DISA y Sampol. En abril de 2024, se anunció el inicio de la tramitación administrativa (incluyendo información pública en el Boletín Oficial de Canarias – BOC) para los primeros ocho proyectos de emergencia seleccionados, sumando un total de 120 MW (distribuidos entre Tenerife, Gran Canaria y Fuerteventura), lo que representaba casi el 50% del déficit total identificado por REE (268 MW sumando las tres islas).

Los requisitos técnicos definidos en la invitación (arranque rápido, bajo mínimo técnico, tamaño modular) apuntan claramente a la necesidad de unidades de generación muy flexibles, probablemente basadas en motores de combustión interna (diésel/gas) o turbinas de gas de ciclo abierto. Estas tecnologías son adecuadas para responder rápidamente a las fluctuaciones de la demanda o de la generación renovable y para estabilizar redes eléctricas frágiles como las insulares, en contraste con las grandes centrales de vapor tradicionales diseñadas para operación en base. Los criterios de valoración reflejan un intento de optimizar la solución de emergencia considerando múltiples factores: la urgencia (rapidez de ejecución), la eficiencia operativa y de red (ubicación, flexibilidad técnica), la resiliencia (arranque autónomo) y, en menor medida, el impacto ambiental (combustible). La selección final implicó un compromiso entre estas variables, buscando la combinación que mejor respondiera a la necesidad inmediata de garantizar el suministro.

Tabla 5.1: Resumen de Necesidades y Adquisición Inicial de Generación de Emergencia

Isla	Necesidad Identificada por REE (MW)	Tamaño Máx. Unidad (MW)	Especificaciones Técnicas Clave	Potencia Fase Inicial Adjudicada (MW)	Empresas Adjudicatarias (Fase 1)
Gran Canaria	120 1	≤ 30 [User Query]	Arranque < 20 min, Mín. Técnico ≈ 0 MW, Arranque Autónomo valorado	(Parte de 120 MW total) 40	DISA, Sampol 40
Tenerife	80 1	≤ 30 [User Query]	Arranque < 20 min, Mín. Técnico ≈ 0 MW, Arranque Autónomo valorado	(Parte de 120 MW total) 40	DISA, Sampol 40
Fuerteventura	50 [User Query]	≤ 15 [User Query]	Arranque < 20 min, Mín. Técnico ≈ 0 MW, Arranque Autónomo valorado	(Parte de 120 MW total) 40	DISA, Sampol 40
Total	250			120 40

Nota: La potencia adjudicada en la Fase 1 (120 MW) cubre parte de la necesidad total identificada por REE en las tres islas (250 MW según la Invitación, o 268 MW según declaraciones posteriores). La distribución exacta por isla de estos 120 MW iniciales no se detalla en las fuentes consultadas.

6. El Camino a Seguir: De Arreglos de Emergencia a Soluciones Estructurales

Un aspecto fundamental, reiterado tanto en la normativa como en las comunicaciones oficiales, es el carácter estrictamente temporal de la generación de emergencia instalada. Estas unidades no representan la solución definitiva a los problemas energéticos de Canarias, sino un puente necesario mientras se desarrollan e implementan medidas estructurales a largo plazo.

• Naturaleza Temporal: La Orden Ministerial TED/433/2024, que autoriza las repercusiones económicas para la generación de emergencia en Gran Canaria, Tenerife y Fuerteventura, establece un periodo inicial de vigencia de tres años desde su publicación (mayo de 2024).¹ El RD 738/2015 permite prórrogas anuales si REE sigue detectando riesgo, pero la intención es que estas unidades dejen de operar una vez que las soluciones permanentes estén en servicio. Su funcionamiento, además, está restringido a situaciones de riesgo real para el suministro, no para la operación normal del sistema.
• Medidas Estructurales Designadas: La hoja de ruta para superar la dependencia de las medidas de emergencia se basa en un conjunto de acciones a largo plazo, delineadas en la declaración de emergencia y en políticas posteriores:
  • Procedimiento de Concurrencia Competitiva (RD 738/2015): Este es el mecanismo principal para la renovación y ampliación del parque de generación permanente y gestionable. A través de este concurso, se otorga un régimen retributivo adicional a largo plazo (hasta 25 años) a las instalaciones seleccionadas, incentivando la inversión privada en nueva capacidad. El MITERD lanzó formalmente la convocatoria de este procedimiento en junio de 2024, buscando cubrir las necesidades de potencia identificadas por REE para el periodo 2025-2029 en todos los territorios no peninsulares, con un objetivo total de 1.361 MW para 2028. Los resultados provisionales publicados en noviembre de 2024 indicaban que Endesa había obtenido la mayoría de los proyectos adjudicados para Canarias, aunque otras empresas como Disa, Totisa y Sampol quedaron inicialmente excluidas con posibilidad de subsanación. Este concurso es clave para reemplazar la flota obsoleta por unidades más eficientes, flexibles y menos contaminantes.
  • Desarrollo de Energías Renovables: Un pilar fundamental de la estrategia a largo plazo es el aumento masivo de la generación renovable, principalmente solar fotovoltaica y eólica (incluyendo el potencial de la eólica marina, para la cual se insta al Estado a iniciar los procedimientos). Se han establecido objetivos ambiciosos, como alcanzar una penetración de renovables del 58% (o incluso 63%) en el mix eléctrico para 2030. Iniciativas como la creación de Zonas de Aceleración de Renovables (ZAR) buscan agilizar su despliegue.
  • Almacenamiento de Energía: Dada la intermitencia de las principales fuentes renovables y el aislamiento de los sistemas insulares, el almacenamiento de energía es indispensable para garantizar la estabilidad y permitir altas tasas de penetración renovable. Se contempla el despliegue de diversas tecnologías, como baterías electroquímicas a corto y medio plazo, y potencialmente sistemas de bombeo hidráulico reversible a gran escala (como el proyecto Salto de Chira en Gran Canaria, actualmente en desarrollo). El Gobierno canario ha instado repetidamente al MITERD a desarrollar un marco regulatorio y retributivo específico para el almacenamiento en los sistemas no peninsulares, que reconozca sus particularidades y viabilice las inversiones necesarias.
  • Infraestructuras de Red: La transición requiere también importantes inversiones en la modernización y expansión de las redes de transporte y distribución eléctrica. Esto incluye reforzar las redes insulares para integrar la nueva generación renovable y el almacenamiento, así como desarrollar nuevas interconexiones entre islas donde sea técnica y económicamente viable (como el enlace submarino Tenerife-La Gomera, en construcción) para mejorar la resiliencia del sistema conjunto.
• Gestión de la Transición: El principal desafío reside en gestionar adecuadamente la transición desde las medidas de emergencia hacia las soluciones estructurales. Existe un desajuste temporal inherente: las medidas de emergencia tienen una duración limitada (3 años iniciales), mientras que la implementación de las soluciones estructurales (especialmente grandes infraestructuras como nuevas centrales térmicas eficientes, bombeos o parques eólicos marinos) requiere plazos de desarrollo, tramitación y construcción considerablemente más largos, a menudo de cinco a ocho años o más. Si las soluciones estructurales sufren retrasos –un riesgo habitual en proyectos energéticos complejos–, podría ser necesario solicitar prórrogas anuales para las costosas medidas de emergencia, o incluso enfrentar nuevos vacíos de cobertura si estas prórrogas no se conceden o resultan insuficientes. El éxito de la estrategia a largo plazo depende críticamente de la ejecución coordinada y puntual de todos sus componentes: la materialización de los resultados del concurso de concurrencia, la aceleración real del despliegue renovable superando barreras administrativas y territoriales, el desarrollo de soluciones de almacenamiento viables técnica y económicamente, y la modernización efectiva de las redes. Un fallo significativo en cualquiera de estas áreas podría comprometer la seguridad del suministro futuro y el cumplimiento de los objetivos de descarbonización.

7. Análisis y Perspectivas

La declaración de emergencia energética en Canarias en octubre de 2023 fue la consecuencia inevitable de una confluencia de factores largamente gestados. Las debilidades inherentes a los sistemas eléctricos aislados y fragmentados se vieron exacerbadas por el envejecimiento de un parque de generación térmica crucial y una dependencia excesiva de combustibles fósiles importados. A esto se sumó una parálisis regulatoria y de inversión que impidió durante años la modernización necesaria, a pesar de las reiteradas advertencias del principal operador. La identificación formal del riesgo inminente por parte de REE en 2021 actuó como el catalizador final, obligando a las administraciones a activar los mecanismos legales previstos.

La respuesta administrativa, una vez activada formalmente, siguió los cauces legales establecidos en el RD 738/2015 y la Ley 24/2013. La declaración de emergencia por parte del Gobierno canario fue un paso políticamente necesario para visibilizar la crisis, justificar medidas urgentes y presionar para obtener la autorización y financiación estatal. Sin embargo, la eficacia del mecanismo se ve cuestionada por el notable retraso entre las primeras alertas formales de REE y las solicitudes autonómicas (octubre de 2021) y la autorización final de las medidas de emergencia para las islas capitalinas y Fuerteventura (mayo de 2024). Este lapso de más de dos años y medio sugiere posibles ineficiencias en el proceso interadministrativo o falta de priorización política hasta que la situación se volvió insostenible. Además, la solución inmediata –la instalación de generación de emergencia basada probablemente en combustibles fósiles – aunque necesaria para evitar apagones, entra en conflicto directo con los objetivos de descarbonización a largo plazo, evidenciando las tensiones inherentes a la gestión de esta transición.

La implementación de las soluciones estructurales a largo plazo enfrenta desafíos considerables. La tramitación administrativa y ambiental de nuevas infraestructuras energéticas (centrales, parques renovables, líneas eléctricas, almacenamiento) es compleja y prolongada, a menudo sujeta a oposición local y litigios. Asegurar la financiación necesaria, especialmente para tecnologías emergentes como el almacenamiento a gran escala, requiere marcos regulatorios claros y estables que aún están en desarrollo para los sistemas no peninsulares. La disponibilidad de suelo para instalaciones renovables es limitada en territorios insulares densamente poblados. La integración exitosa de altos porcentajes de renovables intermitentes en redes pequeñas y aisladas sigue siendo un desafío técnico que exige inversiones significativas en redes inteligentes y flexibilidad (aportada por almacenamiento y generación gestionable moderna).

Perspectivas y Recomendaciones:

• Enfoque Sostenido y Coordinación: Es crucial mantener un enfoque político y administrativo sostenido en la implementación de las medidas estructurales. La resolución de la crisis energética no termina con la instalación de la generación de emergencia. Requiere una coordinación continua y eficaz entre el Gobierno de Canarias y el MITERD para asegurar que el concurso de concurrencia competitiva se ejecute según lo previsto, que se aceleren los permisos para renovables y almacenamiento, y que se realicen las inversiones necesarias en la red.
• Agilización de Permisos: Sin menoscabo de la protección ambiental y la participación pública, es necesario explorar vías para agilizar los procedimientos de autorización para proyectos energéticos considerados estratégicos y urgentes, como los derivados del concurso de concurrencia, las Zonas de Aceleración de Renovables y las infraestructuras de almacenamiento y red.
• Marco Regulatorio para el Almacenamiento: Urge desarrollar e implementar el marco regulatorio y retributivo específico para el almacenamiento energético en los territorios no peninsulares, solicitado por Canarias. Este marco debe reconocer el valor del almacenamiento para la seguridad del suministro, la integración de renovables y la estabilidad de la red en sistemas aislados, proporcionando señales de inversión claras.
• Monitorización y Adaptación: REE debe continuar monitorizando de cerca la evolución de la cobertura de la demanda y la seguridad del suministro, proporcionando análisis actualizados que permitan adaptar proactivamente los planes estructurales si cambian las condiciones de demanda, la tecnología disponible o los cronogramas de los proyectos. La planificación debe ser dinámica y no estática.
• Lecciones Aprendidas: La experiencia de Canarias ofrece lecciones valiosas para otros sistemas eléctricos aislados que enfrentan desafíos similares en la transición energética. Subraya la importancia de la planificación a largo plazo, la necesidad de marcos regulatorios adaptativos que no bloqueen las inversiones necesarias (como ocurrió con la falta de convocatorias de concurrencia competitiva durante años), la gestión proactiva de la obsolescencia de activos críticos y la integración temprana de soluciones de flexibilidad (almacenamiento, gestión de demanda, generación flexible) para acompañar el despliegue de renovables.

En conclusión, la declaración de emergencia energética en Canarias fue una respuesta necesaria a una crisis previsible, producto de vulnerabilidades estructurales y retrasos en la adaptación del sistema. Si bien las medidas de emergencia proporcionan un alivio temporal indispensable, la seguridad energética a largo plazo y la transición hacia un modelo sostenible dependen críticamente de la ejecución exitosa, coordinada y oportuna de las soluciones estructurales planificadas, superando los considerables desafíos técnicos, regulatorios y administrativos que aún persisten.