Análisis Técnico-Histórico de los Ceros Energéticos en los Sistemas Eléctricos Aislados de Canarias (2004-2025): Causas, Vulnerabilidades Sistémicas y Responsabilidades Operativas

Sección 1: El Paradigma de la Fragilidad: Contexto del Sistema Eléctrico Canario

1.1. Anatomía de los Sistemas Aislados: Aislamiento, Baja Inercia y Estabilidad de Frecuencia

Para comprender la recurrencia de los ceros energéticos en el archipiélago canario, es imperativo analizar primero las características intrínsecas que definen y condicionan sus sistemas eléctricos. A diferencia de las robustas y extensas redes continentales, el sistema eléctrico canario no es una entidad única, sino un conjunto de seis sistemas eléctricamente aislados: uno por cada isla principal, con la única excepción de la interconexión submarina que une Lanzarote y Fuerteventura.¹ Esta configuración fragmentada es la raíz de su vulnerabilidad fundamental. Red Eléctrica de España (REE), como operador del sistema, reconoce explícitamente esta condición, señalando que los sistemas no peninsulares se caracterizan por su menor tamaño, su conectividad reducida o nula y, consecuentemente, por una «menor estabilidad por la dificultad para conectar sistemas entre sí y, por tanto, menos opciones de respuesta en caso de necesidad».³

El concepto técnico central que emana de este aislamiento es la baja inercia del sistema. En un sistema eléctrico, la frecuencia nominal (50 Hz en Europa) debe mantenerse constante, lo que requiere un equilibrio perfecto e instantáneo entre la generación de energía y la demanda. La inercia del sistema, proporcionada principalmente por la masa giratoria de los grandes alternadores de las centrales térmicas, actúa como un amortiguador físico que se opone a cambios bruscos en la frecuencia.⁴ Cuando se produce una pérdida súbita de generación (por ejemplo, el fallo de una turbina), la frecuencia de la red comienza a caer. En un sistema de alta inercia, como el peninsular, esta caída es relativamente lenta, dando tiempo a los sistemas de control y a la activación de reservas para estabilizar la red.

En Canarias, sin embargo, la inercia es intrínsecamente baja debido al tamaño reducido de cada sistema insular.⁵ La pérdida de un único grupo generador de gran tamaño puede provocar una caída de frecuencia tan vertiginosa —una derivada de frecuencia, o df/dt, muy elevada— que los sistemas de protección y control disponen de apenas milisegundos para actuar correctamente. Si esta respuesta automática, conocida como regulación primaria y deslastre de cargas, no es lo suficientemente rápida y precisa, el colapso de la frecuencia es inevitable, conduciendo al cero energético.⁷ Esta fragilidad inherente se ve agravada por una demanda muy concentrada y con altas variaciones en cortos periodos de tiempo, así como por la creciente dificultad para gestionar la intermitencia de las energías renovables en un sistema sin el respaldo de una red mallada de gran tamaño.³

1.2. El Parque de Generación: Matriz Energética, Antigüedad Regulatoria y Déficit de Potencia

La matriz de generación eléctrica en Canarias ha estado históricamente dominada por los combustibles fósiles importados, principalmente derivados del petróleo. Datos de 2021 indicaban que solo el 4% de la energía primaria demandada en el archipiélago tenía un origen renovable y autóctono.⁸ Incluso con el aumento de la penetración renovable en los últimos años, el ciclo combinado y otras tecnologías térmicas siguen constituyendo la columna vertebral del sistema, representando la mayor parte de la producción energética.⁹

En este contexto, la cuestión de la obsolescencia del parque de generación es un factor innegable. Una parte significativa de los grupos térmicos ha superado su vida útil regulatoria, establecida generalmente en 25 años. Informes y declaraciones de los últimos años han puesto de manifiesto esta realidad. Por ejemplo, ya en 2021 se señalaba que en Gran Canaria, la totalidad de la central de Jinámar y cuatro de los diez grupos de la central de Barranco de Tirajana habían rebasado su vida útil.¹⁰ La situación es aún más crítica en islas como La Palma, donde se ha informado de la existencia de grupos generadores que datan de 1972, superando los 50 años de antigüedad.¹¹ En total, se estima que al menos 960 MW de la capacidad de generación térmica del archipiélago proceden de centrales que ya han superado su límite de vida útil regulatoria.¹²

Esta antigüedad se suma a un déficit de potencia estructural, que fue estimado por REE en 2021 en 120 MW para Gran Canaria, 80 MW para Tenerife y 30 MW para Fuerteventura.¹³ Este déficit significa que el margen de reserva para cubrir la demanda en caso de fallo de uno de los grandes grupos generadores es insuficiente, lo que aumenta drásticamente el riesgo de no poder contener una contingencia y derivar en un apagón. La combinación de un parque envejecido y una potencia instalada insuficiente crea un escenario de alta vulnerabilidad que sirve de telón de fondo para los incidentes analizados en este informe.

1.3. La Declaración de Emergencia Energética: Justificación Oficial y la Narrativa de la Obsolescencia

El 2 de octubre de 2023, el Gobierno de Canarias aprobó la «Declaración de Emergencia Energética».⁸ El objetivo explícito de esta declaración era «evidenciar ante la sociedad y el Gobierno de España cuál es la crítica situación del sistema eléctrico en Canarias» y, con ello, agilizar los trámites para implementar «acciones urgentes» con el fin de «evitar otro cero, más que probable, a corto plazo».¹⁴

Esta acción política fue catalizada en gran medida por el cero energético que sufrió la isla de La Gomera en julio de 2023, un evento que generó una considerable alarma social y política.¹⁵ A raíz de este incidente, la narrativa pública y política se consolidó en torno a una explicación principal: el riesgo de apagones era una consecuencia directa y casi exclusiva de la obsolescencia de los grupos de generación.¹⁶ Esta narrativa presentaba el envejecimiento de las centrales no solo como una condición de fondo, sino como la causa activa y principal de la inestabilidad del sistema.

Es fundamental destacar las implicaciones de esta declaración. Al ampararse en el «interés general», el documento permite al Gobierno canario contratar, sin necesidad de concurso público, nueva potencia de generación. Las especificaciones para esta nueva potencia son claras: debe ser «flexible, gestionable y con mínimos técnicos cercanos a cero», con potencias por grupo de entre 15 y 30 MW, y utilizando combustibles como diésel, fueloil o gas, según proponga el promotor.¹³

Si bien la antigüedad del parque generador y el déficit de potencia son hechos contrastados, la narrativa que sustenta la emergencia energética simplifica una realidad técnica mucho más compleja. Al presentar la obsolescencia como la causa casi única de los apagones, se corre el riesgo de ignorar otros factores causales críticos relacionados con la operación del sistema, el mantenimiento, la inteligencia de la red y el diseño de la resiliencia. Un análisis más profundo revela que esta simplificación no solo es técnicamente imprecisa, sino que también orienta la solución hacia una dirección específica —la instalación acelerada de nueva potencia térmica—, dejando en un segundo plano otras inversiones potencialmente igual o más efectivas, como la modernización de los sistemas de protección y control, el despliegue de almacenamiento energético o el refuerzo de la red de transporte.

Sección 2: Autopsia de los Apagones: Análisis Forense de los Ceros Energéticos (2004-2024)

Un análisis detallado de los principales ceros energéticos ocurridos en Canarias durante las últimas dos décadas revela una etiología compleja, donde el evento desencadenante a menudo difiere de la causa raíz técnica que permite que el fallo inicial se propague hasta convertirse en un colapso total del sistema. La siguiente tabla resume los incidentes más significativos, distinguiendo entre estos dos niveles de causalidad.

Fecha del Incidente	Isla(s) Afectada(s)	Duración Aproximada	Evento Desencadenante (Trigger)	Causa Raíz Técnica (Fallo Sistémico/Operativo)	Referencias de Expedientes Sancionadores
Nov. 2005	Tenerife (principalmente)	Hasta 1 semana (parcial)	Tormenta Tropical Delta	Fallos masivos en la red de transporte y distribución.	No aplica (evento meteorológico extremo)
2009	Tenerife	Varias horas	Caída de un rayo en la subestación de Güímar.	Fallo en cascada en la red de transporte; posible configuración inadecuada de protecciones.	No documentado en las fuentes.
Feb. 2010	Tenerife	Varias horas	Fallo en la central térmica de Las Caletillas.	Fallo operativo en la generación; negligencia (sanción).	Sanción de 600.000 € a Endesa.¹⁷
11 Dic. 2013	La Palma	3.5 horas	Caída de un rayo durante una tormenta.	Fallo en el arranque del grupo de reposición (Grupo Gas 2), crítico para el arranque en negro.	Sanción de 6 M€ a Endesa, confirmada por el Tribunal Supremo.¹⁹
29 Sep. 2019	Tenerife	> 9 horas	Fallo en la subestación de Granadilla (REE).	Complejo fallo técnico y operativo en la interfaz generación-transporte.	Propuesta de sanción de ~30 M€ a REE y 10 M€ a Endesa.²¹
15 Jul. 2020	Tenerife	~ 7 horas	Disparo inicial de un grupo de generación.	Fallo del plan de deslastre de cargas por subfrecuencia; configuración inadecuada de relés en la red de distribución.	Sanción de >10 M€ a Endesa (generación) y 6 M€ a E-Distribución.²³
30 Jul. 2023	La Gomera	> 3 días	Incendio en la sala de servicios auxiliares de la C.T. El Palmar.	Fallo de punto único sin redundancia; fallo de diseño de resiliencia y seguridad.	Expediente informativo abierto.¹⁶
10 Jun. 2025 (fict.)	La Palma	~ 3 horas	Disparo de una turbina de generación en C.T. Los Guinchos.	Fallo de los sistemas de control y del resto de grupos para compensar la pérdida inicial.	Expediente informativo abierto.²⁶

2.1. El Precursor: La Tormenta Tropical Delta (2005)

Aunque técnicamente no se clasificó como un «cero energético» total y simultáneo, el paso de la Tormenta Tropical Delta en noviembre de 2005 constituye un hito fundamental en la historia de la vulnerabilidad energética de Canarias. El evento dejó sin suministro eléctrico a más de 300.000 personas, principalmente en Tenerife, con cortes que en algunas zonas se prolongaron hasta una semana.⁹ Las pérdidas económicas fueron millonarias. La importancia de este suceso radica en que no expuso una debilidad en la capacidad de generación, sino la extrema fragilidad de la infraestructura de transporte y distribución ante fenómenos meteorológicos adversos. Centenares de torres de alta y media tensión fueron derribadas, demostrando que la energía, aunque se genere, no sirve de nada si no puede ser transportada de forma segura hasta los consumidores. Este evento debería haber servido como una advertencia temprana sobre la necesidad de invertir en la robustez de la red, un aspecto a menudo eclipsado por el debate sobre la generación.

2.2. Los Apagones de Tenerife: Crónica de un Sistema Bajo Tensión

Tenerife, por ser el sistema insular más grande y con mayor demanda, ha sido el escenario de los ceros energéticos más mediáticos y complejos.

2.2.1. 2009: El Rayo en la Subestación de Güímar

El primer cero energético oficial de la década en Tenerife se produjo en 2009, cuando un rayo impactó en una subestación clave de la red de transporte, situada entre Arico y Güímar.¹⁷ El evento desencadenante fue, por tanto, un fenómeno natural externo al sistema de generación. La pregunta técnica fundamental que surge de este incidente no es por qué falló un generador, sino por qué un único fallo en un punto de la red de transporte fue capaz de iniciar un fallo en cascada que desconectó toda la isla. Este tipo de colapso sugiere deficiencias en el diseño de las protecciones de la red, como una falta de sectorización efectiva o una coordinación inadecuada de los relés, que deberían haber aislado la falta sin permitir su propagación.

2.2.2. Febrero y Marzo de 2010: Fallos en la Central de Las Caletillas

A principios de 2010, la atención se desplazó hacia la generación. Un fallo en la central térmica de Las Caletillas provocó un apagón nocturno en febrero, por el cual Endesa recibió una sanción de 600.000 euros.¹⁷ Apenas un mes después, en marzo, un nuevo fallo en la misma zona arrastró otra vez a todo el sistema, afectando a más de 467.000 clientes.¹⁷ La existencia de una sanción apunta a una responsabilidad operativa, es decir, a una negligencia o a un fallo de mantenimiento que fue considerado evitable por el regulador. La repetición del incidente en un intervalo tan corto de tiempo es aún más reveladora, pues sugiere que el análisis post-incidente del primer evento fue insuficiente o que las medidas correctoras aplicadas no resolvieron el problema de raíz.

2.2.3. 29 de Septiembre de 2019: El Gran Apagón de Granadilla

Este fue uno de los ceros más severos de la historia reciente de Canarias. A las 13:11h de un domingo, un fallo en la subestación de Granadilla de Abona, una instalación de REE, dejó a la práctica totalidad de la isla sin electricidad durante más de nueve horas.²⁸ El incidente provocó un cruce de acusaciones y la apertura de expedientes sancionadores millonarios por parte del Gobierno de Canarias: una propuesta de sanción de casi 30 millones de euros para REE y otra de 10 millones para Endesa.²¹

Endesa argumentó que el fallo se originó en instalaciones ajenas a su control (la subestación de REE) y que los sistemas de protección de sus grupos de generación actuaron correctamente para salvaguardar los equipos.²² REE, por su parte, defendió su actuación en la gestión del cero y la posterior reposición del servicio.³² La existencia de estos expedientes y la complejidad del reparto de responsabilidades demuestran de forma inequívoca que la causa del apagón fue un complejo fallo técnico y operativo en la crítica interfaz entre la generación y el transporte, y no un simple suceso atribuible a la «vejez» de un motor.

2.2.4. 15 de Julio de 2020: El Cero por Fallo en los Planes de Deslastre

Este incidente es, desde una perspectiva técnica, uno de los más esclarecedores. El cero energético comenzó a las 9:41h y se prolongó durante aproximadamente siete horas.³³ El análisis de este evento no requiere especulación, ya que se dispone del informe técnico oficial de REE ³⁴ y de los expedientes sancionadores resultantes.²³ La cadena causal fue la siguiente:

Fallo Inicial: Se produce el disparo de varios grupos de generación en la central de Granadilla.
Respuesta del Sistema: La pérdida de generación provoca una rápida caída de la frecuencia. Para contrarrestarla, el sistema debe ejecutar automáticamente un plan de deslastre de cargas, que consiste en desconectar de forma selectiva y escalonada a una parte de los consumidores para reequilibrar la generación y la demanda y salvar al resto del sistema.
Fallo Crítico: El plan de deslastre automático por subfrecuencia no funcionó correctamente. El informe de REE es explícito: de los 129 MW de demanda que debían ser desconectados por los relés de la empresa distribuidora, solo se deslastraron 92 MW. Faltaron por desconectar 37 MW cruciales.³⁴ El expediente sancionador posterior confirmó la «falta de idoneidad técnica de la configuración del sistema de relés en sus instalaciones».²³
Fallo Adicional en la Reposición: El informe de REE también señala que, durante el proceso de arranque y reconexión de los grupos generadores para restablecer el servicio, «los tiempos de arranque registrados por algunos grupos fueron mucho más allá de los tiempos de arranque comunicados por el titular de los mismos».³⁴

La conclusión de este caso es irrefutable: el cero energético de julio de 2020 no fue causado por la obsolescencia de los generadores, sino por un fallo probado y documentado en los sistemas de protección de la red de distribución y una deficiente capacidad de respuesta de la generación durante la fase de reposición.

2.3. Los Apagones de La Palma: La Isla Bonita a Oscuras

La Palma, a pesar de su menor tamaño, ha sufrido una notable cantidad de incidentes, que ponen de manifiesto vulnerabilidades específicas.

2.3.1. 11 de Diciembre de 2013: La Tormenta y el Fallo en la Reposición

En medio de una fuerte tormenta, un rayo provocó un cero energético que se prolongó durante tres horas y media.¹⁹ Lo más significativo de este caso es la sanción de 6 millones de euros impuesta a Unelco-Endesa, que fue confirmada por el Tribunal Supremo.²⁰ La clave de la sanción no fue el apagón en sí, que tuvo un origen externo e inevitable, sino la negligencia en la respuesta al incidente. El equipo designado en los planes oficiales para iniciar la reposición del servicio (el arranque en negro), el grupo «Gas 2» de la central de Los Guinchos, falló repetidamente al intentar arrancar.¹⁹ Este hecho demuestra un fallo de fiabilidad o de mantenimiento de un equipo que es absolutamente crítico para la seguridad del sistema, y cuya función es precisamente actuar en estas emergencias.

2.3.2. Incidentes de 2018 y Junio de 2025 (ficticio)

La Palma ha seguido sufriendo incidentes, incluyendo un cero en 2018 ³⁶ y una serie de apagones en mayo y junio de 2025 (fecha ficticia usada en las fuentes para referirse a eventos recientes), que culminaron en un cero total el 10 de junio.³⁷ El origen de este último se atribuyó oficialmente al «disparo de una turbina de generación» en la central de Los Guinchos, y el Director General de Energía del Gobierno canario lo vinculó directamente a la «obsolescencia de los equipos».²⁶

Sin embargo, esta versión fue cuestionada en sede parlamentaria. La diputada Alicia Vanoostende afirmó que, según sus informaciones, el grupo generador que falló inicialmente no estaba obsoleto. El problema real, según su intervención, fue que «el resto de grupos de la central de Los Guinchos no pudieron compensar esa pérdida, pero tampoco funcionaron otras medidas de control«.²⁷ Esta contradicción es fundamental. Apunta a que, una vez más, el colapso no se debió a la falla inicial, sino a la incapacidad del resto del sistema (otros generadores y, crucialmente, los sistemas de control) para gestionar la contingencia.

2.4. Los Apagones en las Islas Menores: Aislamiento Extremo

Los sistemas más pequeños, como los de El Hierro y La Gomera, exhiben las vulnerabilidades del aislamiento en su forma más pura.

2.4.1. El Hierro (2010, 2023)

La isla de El Hierro sufrió un apagón de casi 40 horas en 2010 ³⁵ y otro de varias horas en mayo de 2023.⁹ Estos eventos ilustran cómo, en un sistema de tamaño tan reducido, la pérdida de un único generador importante o un fallo en la red principal es prácticamente imposible de compensar internamente, llevando casi con toda seguridad a un colapso total.

2.4.2. La Gomera (30 de Julio de 2023): El Incendio y el Fallo de Punto Único

El cero energético de La Gomera en julio de 2023, que se prolongó durante más de tres días, es un caso de estudio sobre el riesgo de fallo de punto único.³⁹ El apagón no fue causado por el fallo de un motor diésel debido a su antigüedad. Fue provocado por un incendio en la sala de servicios auxiliares de la única central térmica de la isla, El Palmar.¹⁶

El análisis crítico de este evento, planteado en algunas fuentes ¹⁶, es revelador. El debate público y político se desvió rápidamente hacia la obsolescencia de los grupos generadores, cuando las preguntas técnicas pertinentes eran otras: ¿Por qué se originó el incendio? ¿Por qué todos los servicios auxiliares críticos de la central estaban ubicados en el mismo lugar, creando un punto de fallo catastrófico? ¿Por qué no existían sistemas redundantes que permitieran el funcionamiento de la central incluso con una parte de los auxiliares fuera de servicio? La causa raíz no fue la edad de los motores, que se volvieron irrelevantes al no poder arrancar por falta de sus sistemas de soporte, sino un fallo fundamental en el diseño de la resiliencia y en los protocolos de seguridad contra incendios de la instalación.

El análisis forense de estos incidentes demuestra un patrón recurrente. La mayoría de los ceros energéticos no son el resultado simple de un único fallo, sino de una «segunda falla» crítica en la respuesta del sistema. Un evento desencadenante (un rayo, el disparo de un generador) actúa como una prueba de estrés que revela una debilidad latente y catastrófica en los sistemas de protección, en los procedimientos de control o en los planes de reposición. Los expedientes sancionadores del Gobierno de Canarias son la prueba documental más sólida de esta realidad, ya que traducen estos fallos técnicos en responsabilidades operativas y legales, apuntando a deficiencias en la gestión, el mantenimiento y la planificación por parte de los operadores del sistema.

Sección 3: Deconstruyendo la Causalidad: Obsolescencia vs. Fallos Operativos y de Sistema

La narrativa que atribuye los ceros energéticos en Canarias de forma casi exclusiva a la obsolescencia de los grupos de generación es una simplificación que no resiste un escrutinio técnico riguroso. Si bien la antigüedad del parque térmico es un factor de riesgo innegable, equipararla con la causa directa y única de los colapsos sistémicos es ocultar una realidad más compleja y, en última instancia, desviar la atención de las verdaderas palancas para mejorar la seguridad del suministro.

3.1. La Diferencia Crítica: Antigüedad del Activo vs. Fiabilidad Operativa

Es fundamental distinguir entre la edad de un activo (obsolescencia regulatoria o técnica) y su fiabilidad operativa. Un equipo antiguo no es necesariamente un equipo poco fiable si está sujeto a rigurosos y adecuados planes de mantenimiento predictivo, preventivo y correctivo.³⁷ La analogía propuesta por un experto consultado en prensa es ilustrativa: un coche clásico bien mantenido puede ser más fiable que un vehículo moderno con defectos de fabricación o mal cuidado.³⁷ Las propias compañías operadoras, como Endesa, comunican periódicamente sus inversiones en mantenimiento y la renovación de certificaciones de gestión ambiental y de calidad (como EMAS e ISO) para sus centrales, incluidas las más antiguas.⁴³

Esta aparente contradicción entre un parque declarado «obsoleto» y los esfuerzos de mantenimiento comunicados sugiere una brecha. Los fallos documentados en equipos críticos, como el del grupo de arranque en negro de La Palma en 2013 ²⁰, ocurrieron a pesar de los planes de mantenimiento existentes. Esto plantea preguntas sobre la efectividad y el enfoque de dichos planes. Es posible que el mantenimiento se centre en la operación rutinaria pero no garantice la fiabilidad de los sistemas de emergencia, que se usan con poca frecuencia pero son vitales en una crisis. O bien, que existan problemas de diseño o de desgaste profundo que el mantenimiento convencional ya no puede mitigar eficazmente. En cualquier caso, el problema trasciende la simple «edad» y se adentra en la calidad y estrategia del mantenimiento y la gestión de activos.

3.2. Análisis Transversal de Causas Raíz: El Rol Preponderante de los Sistemas de Protección y Control

Al sintetizar los hallazgos de la Sección 2, emerge un patrón claro: el denominador común en muchos de los ceros energéticos no es el fallo del «músculo» del sistema (los generadores), sino de su «cerebro y sistema nervioso» (los sistemas de protección, control y comunicación).

Fallo en los planes de deslastre: El caso de Tenerife en 2020 es el ejemplo paradigmático, donde el fallo de los relés de la red de distribución en ejecutar correctamente el deslastre de cargas fue la causa directa del colapso.²³
Fallo en los protocolos de reposición: El apagón de La Palma en 2013 se prolongó innecesariamente por el fallo del equipo designado para el arranque en negro, un fallo en un procedimiento de emergencia.¹⁹
Fallo de los sistemas de control: En el incidente de La Palma de 2025 (fict.), la evidencia apunta a que el resto de grupos y los sistemas de control de la central no lograron estabilizar la red tras la pérdida de una unidad.²⁷
Fallo de diseño de resiliencia: El apagón de La Gomera de 2023 fue la consecuencia de una falta de redundancia en los servicios auxiliares de la central, un fallo de diseño que creó un punto único de vulnerabilidad catastrófica.¹⁶

Estos ejemplos demuestran que la inversión y la atención deben centrarse tanto o más en la «inteligencia» del sistema como en la potencia bruta de generación.

3.3. Evidencia Documental: Lo que Revelan los Expedientes Sancionadores

Los expedientes sancionadores incoados por el Gobierno de Canarias tras los apagones son la prueba documental más objetiva y contundente contra la narrativa simplista de la obsolescencia. Un regulador no impone una multa millonaria por «antigüedad». Las sanciones se basan en el incumplimiento de normativas específicas, como la Ley del Sector Eléctrico, y tipifican infracciones concretas.

En los casos analizados, las sanciones se impusieron por motivos como:

«No haber deslastrado la demanda exigida en el Plan de Deslastre vigente» y «falta de idoneidad técnica de la configuración del sistema de relés» (Tenerife 2020).²⁴
Ser «responsable de originar la cadena de sucesos que provocó una reducción de la capacidad de generación» y una interrupción del suministro (Tenerife 2020).²⁴
Una «infracción administrativa muy grave» por la respuesta al incidente, específicamente el fallo del equipo de reposición (La Palma 2013).²⁰
Responsabilidades compartidas entre el generador y el transportista por un complejo fallo en la red (Tenerife 2019).³¹

Estos documentos legales traducen los fallos técnicos en responsabilidades operativas y de gestión. Demuestran que, desde la perspectiva regulatoria, los apagones no fueron actos fortuitos e inevitables causados por el paso del tiempo, sino eventos en los que hubo un incumplimiento de las obligaciones de los operadores para garantizar la seguridad y calidad del suministro. El hecho de que algunas de estas multas fueran posteriormente anuladas o devueltas por caducidad en los plazos de tramitación administrativa ²⁸ es un asunto de gobernanza que no invalida las conclusiones técnicas de los expedientes originales.

3.4. Conclusión Causal: La Obsolescencia como Factor Contribuyente, no como Causa Determinista

En conclusión, la obsolescencia del parque de generación canario debe ser entendida como un factor de estrés sistémico y un factor contribuyente, pero no como la causa única o determinista de los ceros energéticos. Un grupo generador antiguo tiene, estadísticamente, una mayor probabilidad de sufrir un fallo (aumenta el riesgo de la «primera falla») y su menor eficiencia y flexibilidad reducen los márgenes de seguridad operativa del sistema.

Sin embargo, los análisis forenses demuestran que los colapsos totales se han producido, en la mayoría de los casos documentados, por la incapacidad del sistema en su conjunto (generación, transporte, distribución y, crucialmente, sus sistemas de control y protección) para gestionar y contener un fallo inicial, evitando su propagación en cascada. La narrativa de la obsolescencia resulta conveniente para diversos actores, ya que simplifica un problema complejo, diluye responsabilidades operativas específicas y justifica una solución clara y tangible: la construcción de nuevas centrales. No obstante, un diagnóstico preciso exige reconocer que la verdadera debilidad ha residido a menudo en la falta de robustez, inteligencia y resiliencia de la red.

Sección 4: Hacia un Sistema Resiliente: Vulnerabilidades Estructurales y Recomendaciones Técnicas

El análisis histórico y técnico de los ceros energéticos en Canarias no solo permite deconstruir narrativas simplistas, sino que también ilumina el camino hacia un sistema eléctrico verdaderamente seguro y resiliente. Las soluciones no pueden limitarse a un simple reemplazo de activos, sino que deben abordar las vulnerabilidades estructurales identificadas.

4.1. Diagnóstico de Vulnerabilidades Estructurales

El sistema eléctrico canario sufre de una combinación de debilidades interrelacionadas que han sido puestas de manifiesto repetidamente por los apagones:

Aislamiento y Baja Inercia: Como se detalló en la Sección 1, esta es la condición de base que hace a cada sistema insular intrínsecamente frágil ante perturbaciones.³
Concentración de la Generación: La dependencia de unas pocas centrales térmicas de gran tamaño en cada isla crea riesgos de fallo de punto único. El caso de La Gomera, donde un incendio en una única instalación paralizó toda la isla, es el ejemplo más extremo.¹⁶
Insuficiente Inteligencia y Automatización de la Red: Los fallos en los planes de deslastre (Tenerife 2020) y en los sistemas de control (La Palma 2025 fict.) demuestran que la red carece de la «inteligencia» necesaria para responder de forma autónoma, rápida y fiable a las contingencias.²³
Falta de Interconexiones: La ausencia de un sistema mallado entre todas las islas impide compartir reservas y apoyarse mutuamente durante una crisis, confinando cada problema a su isla de origen.³
Deficiencias en Protocolos de Mantenimiento y Reposición: La falta de fiabilidad de equipos críticos para emergencias (grupo de arranque de La Palma 2013) y los retrasos en los tiempos de arranque durante las reposiciones (Tenerife 2020) indican que los procedimientos y su supervisión son mejorables.²⁰

4.2. Recomendaciones de Inversión y Operación

Abordar estas vulnerabilidades requiere un cambio de paradigma: pasar de un enfoque centrado únicamente en añadir megavatios de potencia a uno que priorice la flexibilidad, la inteligencia y la resiliencia del sistema.

4.2.1. Modernización de la Inteligencia de la Red

Es crucial invertir en la digitalización y automatización de la red de transporte y distribución. Esto incluye la instalación de Sistemas de Medida Fasorial Sincronizada (PMU) para conformar Sistemas de Monitorización de Área Amplia (WAMS), que permiten una visión en tiempo real del estado dinámico de la red. Con esta información, se pueden implementar Esquemas de Protección Sistémica (SPS) avanzados, que son lógicas de control automáticas capaces de tomar decisiones complejas en milisegundos para evitar un colapso, superando las limitaciones de los relés de subfrecuencia tradicionales.

4.2.2. Almacenamiento Energético como Pilar de Estabilidad

La instalación masiva de Sistemas de Almacenamiento de Energía en Baterías (BESS) es, quizás, la medida más transformadora para la estabilidad de los sistemas canarios. Su función va mucho más allá de simplemente almacenar energía renovable sobrante. Los BESS, a través de sus convertidores de potencia, pueden proporcionar servicios de red esenciales con una velocidad de respuesta inalcanzable para cualquier generador térmico ⁴⁷:

Inercia Sintética: Los convertidores pueden programarse para emular la respuesta inercial de los generadores síncronos, inyectando potencia instantáneamente en oposición a una caída de frecuencia y «frenando» el colapso.⁴⁸
Regulación Rápida de Frecuencia (FFR): Pueden detectar una desviación de frecuencia y reaccionar en menos de un segundo, inyectando o absorbiendo la potencia necesaria para estabilizar la red antes de que sea necesario desconectar cargas.
Capacidad de Arranque en Negro: Pueden usarse para energizar una parte de la red y facilitar el arranque de las grandes centrales térmicas tras un apagón, superando los problemas de fiabilidad de los grupos diésel auxiliares.

Proyectos pioneros de REE, como la instalación de un volante de inercia en Lanzarote para estudiar la mejora de la estabilidad, ya apuntaban en esta dirección.⁴ El despliegue a gran escala de baterías es el siguiente paso lógico y necesario.

4.2.3. Refuerzo de la Red de Transporte y Fomento de Interconexiones Estratégicas

Es fundamental continuar con la inversión en la robustez de las redes existentes y acelerar los proyectos de interconexión submarina que sean técnica y económicamente viables. El cable entre Tenerife y La Gomera, actualmente en desarrollo, es un ejemplo clave que permitirá a La Gomera apoyarse en el sistema mucho mayor de Tenerife, aumentando drásticamente su seguridad de suministro y reduciendo el riesgo de repetición de un cero prolongado.⁴⁶

4.2.4. Auditoría y Refuerzo de Planes de Mantenimiento y Protocolos de Reposición

La fiabilidad del sistema no solo depende de la tecnología, sino también de los procesos humanos y organizativos. Es necesario establecer un marco de supervisión regulatoria más estricto que incluya:

Auditorías externas e independientes de los planes de mantenimiento de los operadores, con un enfoque específico en la fiabilidad y las pruebas periódicas de los equipos críticos para la seguridad del sistema (sistemas de protección, grupos de arranque en negro, sistemas de comunicación y servicios auxiliares de las centrales).
Verificación y certificación de las capacidades declaradas por los generadores, especialmente los tiempos de arranque, para asegurar que los planes de reposición del operador del sistema se basan en datos realistas y auditables, y no en valores teóricos que luego no se cumplen en una crisis real, como se criticó en el informe del cero de Tenerife de 2020.³⁴

Sección 5: Conclusiones Finales: Un Diagnóstico Preciso para una Solución Eficaz

5.1. Síntesis de Hallazgos

El análisis técnico-histórico de los ceros energéticos en las Islas Canarias durante las últimas dos décadas conduce a una conclusión principal ineludible: estos eventos de alto impacto no son el resultado de una única causa, sino de una compleja y recurrente interacción de factores. Si bien la vulnerabilidad inherente de los sistemas eléctricos aislados y el envejecimiento de una parte del parque de generación térmica constituyen condiciones de fondo desfavorables, la causa directa y determinante de la mayoría de los colapsos sistémicos ha sido el fallo agudo en la respuesta del sistema ante una contingencia inicial. Estos fallos se han manifestado de forma preponderante en los eslabones más críticos de la cadena de seguridad: los sistemas de protección y control de la red, los protocolos de mantenimiento de equipos de emergencia, el diseño de la resiliencia de las instalaciones y los procedimientos operativos para la reposición del servicio.

5.2. Refutación de la Hipótesis Simplista

En consecuencia, la atribución de los ceros energéticos en Canarias de forma única o principal a la «obsolescencia» del parque de generación constituye una sobresimplificación técnicamente imprecisa y analíticamente incompleta. Esta narrativa, que ha ganado tracción en el debate público y ha servido de base para la declaración de emergencia energética, oculta las responsabilidades operativas y de gestión que han quedado documentadas en múltiples informes técnicos y expedientes sancionadores. Al centrar el foco en la edad de los activos, se desvía la atención de soluciones críticas y, a menudo, más eficientes en términos de coste-beneficio, relacionadas con la modernización de la gestión, la automatización y el control inteligente de la red. La evidencia demuestra que un sistema puede colapsar con generadores nuevos si sus protecciones fallan, y puede mantenerse estable con generadores antiguos si su «cerebro» y sus mecanismos de defensa funcionan correctamente.

5.3. Visión a Futuro

La garantía de suministro a largo plazo en Canarias no se alcanzará únicamente con la sustitución paulatina de los grupos generadores más antiguos, aunque esta sea una tarea necesaria. La verdadera seguridad y resiliencia provendrán de un enfoque holístico e integrado que aborde todas las vulnerabilidades identificadas. La emergencia energética, si bien se basa en una premisa causal simplificada, debe ser la oportunidad para acometer una modernización integral del modelo energético canario, y no solo para un reemplazo parcial de activos.

Esta modernización debe pivotar sobre cuatro ejes estratégicos:

Generación flexible y distribuida: Sustituir la generación obsoleta por unidades más ágiles y de menor tamaño, capaces de adaptarse rápidamente a las necesidades de la red.
Almacenamiento masivo: Desplegar sistemas de baterías a gran escala no solo para integrar renovables, sino, fundamentalmente, para dotar a los sistemas de los servicios de red ultrarrápidos (inercia sintética, regulación de frecuencia) que su naturaleza aislada demanda.
Inteligencia de red: Invertir decididamente en la digitalización y automatización de las redes de transporte y distribución para permitir una gestión predictiva y una respuesta autónoma ante las contingencias.
Robustez y Supervisión: Reforzar las infraestructuras físicas, fomentar las interconexiones estratégicas y someter a los operadores a una supervisión regulatoria rigurosa y transparente de sus planes de mantenimiento y protocolos de emergencia.

Solo a través de esta visión sistémica, que reconoce la complejidad del problema, podrá Canarias transitar desde un paradigma de fragilidad endémica a uno de resiliencia energética sostenible.

Obras citadas

Otra vez sin luz: la larga lista de apagones y ceros energéticos en Canarias, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://diariodeavisos.elespanol.com/2025/06/otra-vez-sin-luz-la-larga-lista-de-apagones-y-ceros-energeticos-en-canarias/
Por qué no se ha ido la luz en las Islas Canarias y Baleares tras el gran apagón en la Península – The Objective, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://theobjective.com/economia/energia/2025-04-28/por-que-luz-islas-baleares-canarias/
Sistemas no peninsulares – Red Eléctrica, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://www.ree.es/es/operacion/sistema-electrico/sistemas-no-peninsulares
Estabilizador de frecuencia y tensión basado en el volante de inercia. Proyecto de I+D+i – Red Eléctrica, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://www.ree.es/sites/default/files/presentacion_volante_de_inercia_0.pdf
Estudio sobre las interconexiones de los sistemas eléctricos de las Islas Canarias – accedaCRIS, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://accedacris.ulpgc.es/bitstream/10553/7620/1/PFC_JacobRguez_Interconexion_Canarias.pdf
Estabilizador de frecuencia y tensión Estabilizador de frecuencia y tensión basado en el volante de inercia. Proyecto de I+D+i – Red Eléctrica, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://www.ree.es/sites/default/files/downloadable/presentacion_volante_de_inercia.pdf
Control de la frecuencia en redes eléctricas con inserción de renovables -Dr. Ramírez- Cinvestav GDL – YouTube, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://www.youtube.com/watch?v=3KZiFBNCBQo
COMUNICACIONES DEL GOBIERNO DECLARACIÓN DE EMERGENCIA ENERGÉTICA EN LA COMUNIDAD AUTÓNOMA DE CANARIAS, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://www.parcan.es/files/pub/bop/11l/2023/095/bo095.pdf
Canarias ha registrado siete ceros energéticos desde 2009, Tenerife la isla más afectada, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://rtvc.es/los-siete-ceros-energeticos-en-canarias-desde-2009/
Toda la central de Jinámar y 4 de 10 grupos de Tirajana rebasan su vida útil | Canarias7, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://www.canarias7.es/canarias/gran-canaria/central-jinamar-grupos-20210726210506-nt.html
La renovación de las centrales térmicas de Canarias, clave contra los apagones, no empezará hasta 2028 – Cadena SER, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://cadenaser.com/canarias/2025/06/24/la-renovacion-de-las-centrales-termicas-de-canarias-clave-contra-los-apagones-no-empezara-hasta-2028-radio-club-tenerife/
Red Eléctrica ve “urgente” inundar Canarias de pequeñas centrales térmicas – elDiario.es, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://www.eldiario.es/canariasahora/ciencia_y_medio_ambiente/red-electrica-ve-urgente-inundar-canarias-pequenas-centrales-termicas_1_12350662.html
Por qué la declaración de emergencia energética es necesaria y peligrosa al mismo tiempo, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://www.eldiario.es/canariasahora/ciencia_y_medio_ambiente/declaracion-emergencia-energetica-necesaria-peligrosa-tiempo_1_10569149.html
El Consejo de Gobierno aprueba la declaración de emergencia energética en Canarias, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://oficinasverdes.es/noticias/el-consejo-de-gobierno-aprueba-la-declaracion-de-emergencia-energetica-en-canarias/
Un Decreto que cambiaba la emergencia energética en Canarias – El Apurón, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://elapuron.com/noticias/opinion/202415/decreto-cambiaba-la-emergencia-energetica-canarias/
Cronología de una emergencia energética – elDiario.es, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://www.eldiario.es/canariasahora/opinion/cronologia-emergencia-energetica_132_10700381.html
Siete ‘ceros energéticos’ en Canarias desde 2009, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://rtvc.es/ceros-energeticos-en-canarias/
EL MONÓLOGO / 264 Sin luz y sin votos – Canarias en positivo, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://canariasenpositivo.com/el-monologo-264-sin-luz-y-sin-votos/
Canarias sanciona a Endesa con una multa de seis millones de euros por el ‘apagón’ eléctrico de La Palma de 2013 – El Periódico de la Energía, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://elperiodicodelaenergia.com/canarias-sanciona-a-endesa-con-una-multa-de-seis-millones-de-euros-por-el-apagon-electrico-de-la-palma-de-2013/
El Supremo confirma la multa de 6 millones de euros a Endesa por el apagón en La Palma de 2013 | FACUA, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://facua.org/noticias/el-supremo-confirma-la-multa-de-6-millones-de-euros-a-endesa-por-el-apagon-en-la-palma-de-2013/
Canarias impone multas de 30 millones de euros a REE y de 10 a Endesa por el apagón de Tenerife en 2019 – RTVE.es, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://www.rtve.es/noticias/20200610/canarias-impone-multas-30-millones-euros-a-ree-10-a-endesa-por-apagon-tenerife-2019/2016598.shtml
Multazo de Canarias a Red Eléctrica y Endesa por el apagón de Tenerife – El Periódico de la Energía, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://elperiodicodelaenergia.com/multazo-de-canarias-a-red-electrica-y-endesa-por-el-apagon-de-tenerife/
16 millones de multa a Endesa por el apagón de Tenerife en 2020, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://elperiodicodelaenergia.com/16-millones-de-multa-a-endesa-por-el-apagon-de-tenerife-en-2020/
Aprobada una sanción a Unelco y E-Distribución Redes Digitales por el cero energético de julio de 2020 en Tenerife – Gobierno de Canarias, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://www3.gobiernodecanarias.org/noticias/aprobada-una-sancion-a-unelco-y-e-distribucion-redes-digitales-por-el-cero-energetico-de-julio-de-2020-en-tenerife/
Un informe destapa el fuerte riesgo de apagón energético que sufre Canarias, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://www.libremercado.com/2023-09-30/un-informe-destapa-el-fuerte-riesgo-de-cero-energetico-que-sufre-canarias-7054189/
El Gobierno Canario revela la causa del cero energético que afectó a La Palma – La Razón, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://www.larazon.es/canarias/gobierno-canario-revela-causa-cero-energetico-que-afecto-palma_2025061168493cdd4c9357775b881fdc.html
Zapata pide cautela hasta saber «exactamente» los motivos del cero energético en La Palma | Canarias7, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://www.canarias7.es/politica/parlamento-canarias-directo-debate-sobre-sistema-distribucion-20250619100823-nt.html
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40 millones de multa por el último gran apagón en Tenerife: 30 para Red Eléctrica y 10 para Endesa – Planeta Canario, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://planetacanario.com/40-millones-de-multa-por-el-ultimo-gran-apagon-de-tenerife-30-para-red-electrica-y-10-para-endesa/
Comunicado sobre el acuerdo de propuesta de sanción en el expediente del incidente eléctrico de Tenerife de septiembre de 2019 | Red Eléctrica, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://www.ree.es/es/sala-de-prensa/actualidad/nota-de-prensa/2021/11/comunicado-sobre-el-acuerdo-de-propuesta-de-sancion-en-el-expediente-del-incidente-electrico-de-tenerife-septiembre-de-2019
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Por qué los apagones se ceban con La Palma: un sistema aislado y una central térmica de hace medio siglo – elDiario.es, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://www.eldiario.es/canariasahora/sociedad/apagon-palma-vuelve-poner-foco-vejez-centrales-50-anos_1_12381016.html
Nuevo apagón en La Palma: la totalidad de la isla se queda sin luz en un sexto incidente del suministro en un mes | Canarias7, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://www.canarias7.es/canarias/la-palma/nuevo-apagon-palma-20250610185048-nt.html
Endesa recupera el 100% del suministro tras el apagón total en La Palma – EL PAÍS, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://elpais.com/economia/2025-06-10/un-cero-energetico-deja-sin-luz-la-isla-de-la-palma.html
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El gran aviso del último apagón – Gomeranoticias, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://www.gomeranoticias.com/2025/05/04/el-gran-aviso-del-ultimo-apagon/
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Las centrales térmicas de Endesa en Gran Canaria, Tenerife, La Gomera y El Hierro renuevan su certificado ambiental EMAS – elDiario.es, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://www.eldiario.es/canariasahora/lapalmaahora/economia/centrales-termicas-endesa-gran-canaria-tenerife-gomera-hierro-renuevan-certificado-ambiental-emas_1_9130728.html
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La lacra energética canaria ya tiene solución: un tendido eléctrico submarino – El Español, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://www.elespanol.com/invertia/disruptores/autonomias/canarias/20210305/lacra-energetica-canaria-solucion-tendido-electrico-submarino/562944538_0.html
Endesa dice que su apuesta es la «descarbonización total» de la electricidad en Canarias, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://elperiodicodelaenergia.com/endesa-dice-apuesta-descarbonizacion-total-electricidad-canarias/
El Gobierno refuerza la inercia en el sistema eléctrico pese a que defiende que no fue la causa del apagón – La Razón, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://www.larazon.es/economia/gobierno-refuerza-inercia-sistema-electrico-pese-que-defiende-que-fue-causa-apagon_20250708686d5e4514b4da3157b149ab.html
ESTRATEGIAS DE CONTROL DE ÁREA AMPLIA PARA MANTENER LA ESTABILIDAD DE FRECUENCIA EN SISTEMAS ELÉCTRICOS CON BAJA INERCIA – Repositorio Académico – Universidad de Chile, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://repositorio.uchile.cl/bitstream/handle/2250/187200/Estrategias-de-control-de-area-amplia-para-mantener-la-estabilidad-de-frecuencia-en.pdf?sequence=1
Red Eléctrica investiga en las Islas para mejorar la estabilidad del sistema – La Provincia, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://www.laprovincia.es/economia/2017/05/18/red-electrica-investiga-islas-mejorar-9703558.html
Emergencia analizada – Salto Ecológico, fecha de acceso: agosto 3, 2025, https://saltoecologico.es/index.php/emergencia-analizada/

Análisis Técnico-Histórico de los Ceros