Informe Estratégico Integral: Bases Reguladoras para el Primer Procedimiento de Concurrencia Competitiva de Eólica Marina en España (Horizonte 2026)
1. Análisis del Contexto Energético y Regulatorio a Febrero de 2026
1.1. Introducción
A fecha de 8 de febrero de 2026, el sector energético español se encuentra en una encrucijada determinante. La apertura de la consulta pública por parte del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) el pasado 3 de febrero marca el fin de una etapa de incertidumbre regulatoria y el inicio de la fase de ejecución industrial. Tras años de «moratoria administrativa» de facto y la posterior aprobación del Real Decreto 962/2024, de 24 de septiembre , el mercado ha reaccionado con una mezcla de alivio y urgencia.
La urgencia viene dictada por factores exógenos y endógenos. Externamente, la presión de la Unión Europea para cumplir con los objetivos del Net Zero Industry Act (NZIA) y reducir la dependencia tecnológica ha acelerado los calendarios de despliegue en los estados miembros vecinos. Internamente, la demanda eléctrica en España ha comenzado a repuntar en el primer trimestre de 2026, impulsada por la electrificación de procesos industriales y el transporte, registrando un crecimiento del 2% en enero.
1.2. Coyuntura del Mercado
Sin embargo, este despliegue se enfrenta a un entorno macroeconómico complejo. Los precios de las materias primas críticas para la infraestructura eólica marina, específicamente el cobre y el acero, han retomado una senda alcista en febrero de 2026. Las previsiones de analistas como UBS apuntan a incrementos del 7% en el precio del cobre para el presente ejercicio, un insumo vital para el cableado submarino dinámico y las subestaciones offshore. Este contexto inflacionario en el CAPEX (gastos de capital) subraya la necesidad crítica de diseñar un régimen económico en la subasta que contemple mecanismos de indexación robustos, evitando los fracasos vistos en subastas internacionales anteriores (2023-2024) donde los promotores abandonaron adjudicaciones por inviabilidad financiera sobrevenida.
Este informe analiza la documentación técnica, legal y económica disponible para proponer un diseño de subasta que, cumpliendo con la legalidad vigente, maximice el éxito de despliegue, especialmente en el entorno singular de las Islas Canarias.
1.3. El Marco Normativo: Del RD 962/2024 a la Ley Canaria de Cambio Climático
La arquitectura legal sobre la que se debe construir esta Orden Ministerial es dual. Por un lado, la normativa estatal básica, encabezada por el Real Decreto 962/2024, que unifica en un solo procedimiento («ventanilla única») el otorgamiento del Régimen Económico de Energías Renovables (REER), la reserva de capacidad de acceso a la red y la prioridad en la concesión de dominio público marítimo-terrestre.
Por otro lado, para los cupos que se desarrollen en el archipiélago canario, es imperativo considerar la legislación autonómica como un condicionante de aceptación social y viabilidad política. La Ley 6/2022, de 27 de diciembre, de cambio climático y transición energética de Canarias , modificada recientemente por el Decreto-ley 5/2024, de 24 de junio , establece principios rectores de gobernanza y participación local que, aunque competencialmente complejos en aguas exteriores, marcan el estándar de «licencia social» en las islas. Específicamente, la modificación del artículo 43 de dicha ley introduce la obligación de ofertar participación local en proyectos renovables , un aspecto que este informe abordará como elemento central de los criterios no económicos de la subasta.
2. Definición Territorial y Zonificación: El Caso Crítico de Canarias
La primera decisión estratégica de la Orden Ministerial será la definición del ámbito geográfico. El RD 962/2024 limita el desarrollo a las Zonas de Alto Potencial (ZAP) definidas en los Planes de Ordenación del Espacio Marítimo (POEM) aprobados en 2023. El análisis técnico de los sistemas eléctricos insulares y la disponibilidad de infraestructuras sugiere una priorización clara.
2.1. Análisis de las Zonas de Alto Potencial (ZAP) en el Archipiélago
En la Demarcación Marina Canaria se han identificado cuatro polígonos principales susceptibles de albergar eólica marina: CAN-1, CAN-2, CAN-3 y CAN-4. No todas estas zonas presentan el mismo grado de madurez técnica ni de capacidad de evacuación a fecha de 2026.
ZAP CAN-1 (Gran Canaria – Sureste)
Esta zona se perfila como la candidata indiscutible para liderar la primera subasta.
- Recurso Eólico: Presenta un recurso excepcional, con vientos alisios constantes y factores de planta estimados superiores a 4.500 horas equivalentes anuales.
- Infraestructura de Evacuación: La planificación de la red de transporte 2021-2026 de Red Eléctrica (REE) ha incluido actuaciones específicas para viabilizar la evacuación en esta zona. Destaca la construcción de la subestación Barranco de Tirajana III (220 kV) y su conexión mediante línea subterránea con la subestación existente Barranco de Tirajana II. Esta infraestructura, diseñada explícitamente para la integración de renovables y el refuerzo del eje sur, elimina una de las barreras técnicas más significativas.
- Ecosistema I+D: La presencia de la Plataforma Oceánica de Canarias (PLOCAN) en las inmediaciones ha permitido testar prototipos, generando un conocimiento previo sobre la batimetría y condiciones meteoceánicas locales que reduce el riesgo para los desarrolladores.
ZAP CAN-2 (Tenerife – Sureste)
Situada frente al polígono industrial de Granadilla, esta zona presenta sinergias logísticas evidentes con el Puerto de Granadilla, que se está posicionando como hub de ensamblaje y reparación naval.
- Capacidad de Red: La nueva subestación de Las Rosas (220 kV) y el refuerzo del eje norte-sur de Tenerife están contemplados en la planificación de REE para absorber esta generación.
- Restricciones: La batimetría en Tenerife desciende de forma más abrupta que en Gran Canaria, lo que exige tecnologías flotantes capaces de operar en profundidades mayores, incrementando el desafío técnico de los sistemas de anclaje y cableado dinámico.
ZAP CAN-3 y CAN-4 (Lanzarote y Fuerteventura)
Estas zonas, aunque cuentan con un recurso eólico excelente, se enfrentan a una red eléctrica mucho más débil. Los sistemas de Lanzarote y Fuerteventura, aunque interconectados, suman una demanda punta combinada significativamente menor que las islas capitalinas.
- Análisis de Capacidad: Según el PTECan, la demanda punta en 2030 para Lanzarote se estima en 139 MW y para Fuerteventura en 116 MW. Inyectar parques eólicos marinos de escala comercial (ej. 50 MW+) en estos nudos sin un refuerzo masivo de la interconexión con Gran Canaria (prevista para después de 2026) o sistemas de almacenamiento a gran escala, plantearía riesgos de estabilidad severos y vertidos técnicos (curtailment) inasumibles.
Recomendación de Zonificación:
La Orden Ministerial debe restringir la primera subasta a las zonas CAN-1 (Gran Canaria) y CAN-2 (Tenerife). Estas áreas maximizan la probabilidad de éxito al conjugar recurso, red de evacuación preparada (Barranco de Tirajana III y Las Rosas) y cadena de suministro portuaria. Incluir prematuramente zonas en Lanzarote o Fuerteventura podría resultar en subastas desiertas o proyectos fallidos por imposibilidad técnica de conexión.
2.2. Determinación del Cupo de Potencia: Alineación con el PTECan
El Plan de Transición Energética de Canarias (PTECan) establece escenarios claros que deben guiar la determinación de la potencia a subastar.
- Escenario Alternativa 1 (Acelerada): Propone alcanzar 494 MW de eólica offshore en 2030.
- Escenario Alternativa 2 (Sostenida): Fija un objetivo de 330 MW para 2030.
Considerando que los plazos de desarrollo y construcción de la eólica flotante oscilan entre 4 y 5 años, la capacidad adjudicada en 2026 entraría en operación en torno a 2030-2031. Para cumplir con el objetivo de la Alternativa 2 (considerada la senda más realista para tecnologías inmaduras), es necesario subastar un volumen sustancial en esta primera convocatoria.
Propuesta de Cupo:
Se recomienda establecer un cupo específico para Canarias de entre 150 MW y 200 MW en esta primera subasta.
Esta cifra permite:
- Escala Comercial: Adjudicar 2 o 3 parques de tamaño comercial (ej. 50-80 MW cada uno), suficientes para activar la cadena de suministro local sin saturar la capacidad de acogida inmediata del sistema.
- Aprendizaje: Permitir una curva de aprendizaje operativo antes de lanzar una segunda subasta hacia 2028 que complete el objetivo de los 330 MW (o 494 MW).
- Gestión de Riesgos: Limitar la exposición del sistema eléctrico a una tecnología que, aunque prometedora, introduce variabilidad en sistemas aislados.
3. Requisitos Técnicos de Estabilidad: El Desafío de los Sistemas Aislados
A diferencia del sistema peninsular, interconectado con Europa, los Sistemas Eléctricos No Peninsulares (SENP) de Canarias operan como «islas energéticas». Esto implica una baja inercia mecánica y una alta sensibilidad a las variaciones de frecuencia. La integración de eólica marina mediante convertidores electrónicos convencionales (grid-following) en las cuantías propuestas por el PTECan podría desestabilizar la red ante perturbaciones si no se exigen capacidades avanzadas.
3.1. La Necesidad de Tecnología Grid-Forming
El análisis de los Procedimientos de Operación (P.O. SENP 1) establece que se deben mantener reservas de regulación para garantizar la continuidad del suministro ante contingencias. Tradicionalmente, esta inercia y capacidad de cortocircuito la aportaban los grupos térmicos síncronos (diésel, vapor, gas). Al desplazar estos grupos por eólica marina, es imperativo que la nueva generación asuma roles de estabilidad.
La tecnología Grid-Forming permite que los inversores de los aerogeneradores actúen como fuentes de tensión, aportando «inercia virtual» y contribuyendo a la estabilidad de frecuencia de manera instantánea, sin depender de la lectura de la red (PLL) que puede fallar en redes débiles.
Requisito Obligatorio:
La Orden Ministerial debe establecer como requisito técnico habilitante (precalificación) para los proyectos en Canarias que los equipos de potencia dispongan de capacidades grid-forming.
- Justificación: Estudios técnicos demuestran que en sistemas con alta penetración de renovables (como el objetivo del 62% en 2030 del PTECan ), la ausencia de grid-forming obligaría al Operador del Sistema a mantener grupos fósiles al mínimo técnico o imponer restricciones severas (curtailment) a la eólica, encareciendo el coste final para el consumidor y reduciendo la eficiencia de la inversión.
- Validación: Se exigirá a los promotores certificados de modelado que demuestren la capacidad de sus turbinas para operar en modo isla y contribuir a la recuperación de frecuencia (Black Start).
3.2. Gestión de la Evacuación y Nudos de Red
La capacidad de acceso en los nudos de Barranco de Tirajana III (Gran Canaria) y Las Rosas (Tenerife) es finita. Aunque la planificación de REE prevé recortes de capacidad del 5,5% en ciertos nudos para 2026 , estas subestaciones nuevas están dimensionadas para la eólica marina. No obstante, la subasta debe asignar la capacidad de acceso de forma coordinada con el régimen económico.
Infraestructuras de Conexión Críticas para la Subasta 2026 en Canarias
| Isla | Nudo de Conexión (REE) | Tensión | Estado (Planificación 2021-2026) | Función Estratégica |
| Gran Canaria | Barranco de Tirajana III | 220 kV | Nueva construcción / Refuerzo eje Sur | Evacuación preferente ZAP CAN-1. Vital para estabilidad zona sur. |
| Tenerife | Las Rosas | 220 kV | Nueva construcción | Evacuación ZAP CAN-2. Refuerzo zona turística/industrial. |
| Lanzarote | Playa Blanca / Tías | 66/132 kV | Saturación media/alta | No recomendada para 1ª subasta masiva sin refuerzo interconexión. |
4. Diseño del Régimen Económico y Bancabilidad
El éxito de la subasta depende de que el diseño del régimen retributivo ofrezca seguridad a los inversores frente a los riesgos específicos de 2026: inflación de costes, tipos de interés y volatilidad de mercado.
4.1. Estructura del Precio y Plazos
El RD 962/2024 establece un mecanismo de concurrencia sobre el precio de la energía (Pay-as-bid).
- Plazo del Régimen: Dada la alta inversión inicial (CAPEX) de la eólica flotante (estimada en >3.500-4.000 €/kW en entornos insulares profundos ), se recomienda extender la duración del régimen retributivo a 20 años, con posibilidad de extensión a 25 años. Esto permite diluir el coste nivelado de la energía (LCOE) y reducir el precio de oferta en la subasta.
- Plazo de Ejecución: Se debe otorgar un plazo de puesta en marcha holgado, de 5 a 6 años desde la adjudicación. La cadena de suministro de flotadores es incipiente y los cuellos de botella en astilleros pueden retrasar proyectos. Penalizar retrasos antes de 2031 sería contraproducente.
4.2. Indexación de Costes: El Factor «Commodities»
A febrero de 2026, los datos de mercado indican una tensión en los precios de los materiales. El acero y el cobre son componentes mayoritarios en la estructura de costes de un parque eólico marino.
- Acero: Estructuras flotantes y torres.
- Cobre: Cables dinámicos, cables de exportación y bobinados de generadores. El precio del cobre se prevé al alza en 2026.
Propuesta de Fórmula de Indexación:
La Orden Ministerial debe incluir una fórmula de revisión de precios que actúe en dos fases:
- Fase Pre-COD (Construcción): Indexación parcial (ej. 20-30% del precio de adjudicación) vinculada a una cesta de índices de materias primas (acero naval, cobre) para cubrir el riesgo de inflación de costes entre la adjudicación (2026) y el cierre financiero/compra de equipos (2027-2028). Esto evita el abandono de proyectos por inviabilidad sobrevenida.
- Fase Operación: Actualización anual vinculada al IPC (excluyendo energía) para mantener el valor real de los ingresos frente a la inflación operativa (O&M).
4.3. Mitigación del Riesgo de Precio Cero (Cannibalization)
En 2026, la penetración de renovables ya provoca horas de precio cero en el mercado peninsular, y este fenómeno se trasladará a Canarias a medida que crezca la eólica.
- Mecanismo: El diseño debe garantizar que el promotor cobre el precio adjudicado (CfD bidireccional) incluso en horas de precios bajos de mercado, siempre que la planta esté disponible.
- Incentivo al Almacenamiento: Para alinear intereses con el sistema, se podría establecer una prima adicional o un coeficiente de ajuste favorable para aquellos proyectos que hibriden con almacenamiento (baterías), permitiendo desplazar la inyección de energía a horas de mayor valor para el sistema, reduciendo vertidos.
5. Criterios No Económicos: Implementación del NZIA y la Singularidad Canaria
El Net Zero Industry Act (NZIA) de la UE obliga a que al menos el 30% de la puntuación en subastas de renovables se base en criterios no económicos (CNE). Esta es la herramienta clave para diferenciar la subasta española y proteger el interés general de Canarias.
5.1. Ponderación y Definición de Criterios (30%)
Se propone la siguiente distribución de puntos para los CNE (sobre un total de 30 puntos):
1. Contribución a la Resiliencia y Cadena de Suministro (10-15 puntos):
- Objetivo: Cumplir el mandato NZIA de diversificación tecnológica.
- Métrica: Puntuación escalada según el porcentaje de componentes principales (turbina, flotador, cable) fabricados en la UE o en países con tratados de comercio seguro. Se penalizará la dependencia >50% de un único proveedor extracomunitario de riesgo para componentes críticos.
- Impacto en Canarias: Fomenta que los promotores contraten la fabricación de flotadores en astilleros locales (Astican, Zamakona) o nacionales (Navantia), en lugar de importar estructuras completas de Asia.
2. Impacto Socioeconómico y Participación Local (10 puntos):
- Contexto Legal: El Decreto-ley 5/2024 de Canarias modificó la Ley 6/2022 para exigir una oferta de participación local del 20% en proyectos renovables. Aunque la competencia en el mar es estatal, ignorar este mandato autonómico generaría conflicto político y social.
- Propuesta de Implementación: La Orden Ministerial debe otorgar la máxima puntuación en este apartado a los promotores que presenten un Plan de Participación Ciudadana y Local vinculante que cumpla con el espíritu del art. 43 de la Ley canaria.
- Mecanismos válidos: Apertura de capital a inversores locales (crowdfunding), convenios con ayuntamientos costeros para reducción de factura eléctrica, o programas de formación y empleo local garantizado.
- Justificación: Esto alinea la subasta estatal con la normativa autonómica mediante incentivos (puntos) en lugar de imposición directa (que podría ser litigiosa competencialmente), facilitando la aceptación social.
3. Excelencia Ambiental y Economía Circular (5-10 puntos):
- Objetivo: Minimizar el impacto en la biodiversidad marina canaria.
- Métrica: Compromisos de monitorización ambiental avanzada (sensores acústicos de cetáceos), uso de materiales reciclables en palas (resinas termoplásticas) y planes de desmantelamiento con garantías financieras reforzadas desde el inicio.
5.2. Metodología de Evaluación
Para evitar la subjetividad (y litigios posteriores), los CNE deben evaluarse mediante fórmulas cuantitativas siempre que sea posible.
- Ejemplo: «1 punto por cada 5% de participación local ofrecida, hasta un máximo de 4 puntos.»
- Ejemplo: «X puntos si se acredita contrato de reserva de capacidad con astillero europeo.»
6. Estrategia Industrial y Cadena de Valor
El informe PTECan destaca la oportunidad de la eólica marina para diversificar la economía canaria (Economía Azul). La subasta debe actuar como tractor industrial.
6.1. Capacidades Portuarias
El despliegue de 150-200 MW en Canarias requiere una logística portuaria masiva. Las estructuras flotantes ocupan gran espacio.
- Puerto de Granadilla (Tenerife) y Puerto de La Luz (Las Palmas): Son los únicos con calado y superficie para el ensamblaje.
- Requisito de Subasta: Se recomienda exigir un «Memorando de Entendimiento» (MoU) con las autoridades portuarias o empresas logísticas locales como parte de la solvencia técnica, demostrando que el proyecto tiene asegurada la superficie de ensamblaje. Esto evita adjudicaciones de «papel» que luego no pueden construirse por falta de espacio portuario.
6.2. Innovación y Living Lab
Canarias debe consolidarse como banco de pruebas. Se sugiere reservar una pequeña fracción del cupo (ej. 20-30 MW) o crear una categoría específica para proyectos demostradores experimentales con tecnologías innovadoras (nuevos diseños de flotadores, materiales alternativos) que, aunque tengan un LCOE más alto, aporten valor I+D+i. Estos proyectos podrían tener criterios de valoración económica más laxos o primas específicas.
7. Desmantelamiento y Garantías
El desmantelamiento de parques marinos es costoso y técnicamente complejo. El RD 962/2024 exige garantías para asegurar el levantamiento de las instalaciones al final de la concesión.
Propuesta:
La Orden debe establecer una Garantía de Desmantelamiento específica.
- Mecanismo: Dotación progresiva de un fondo a partir del año 10 de operación, o presentación de avales bancarios crecientes.
- Cuantía: Estimada en base a estudios independientes actualizados cada 5 años, cubriendo el 100% del coste estimado de reversión al estado original.
- Economía Circular: Valorar positivamente en la subasta (CNE) aquellos diseños que faciliten el reciclaje integral de los componentes (especialmente palas y flotadores de hormigón/acero).
8. Conclusiones y Hoja de Ruta Propuesta
En respuesta a la consulta pública, este análisis concluye que la primera subasta de eólica marina en España debe ser un instrumento de precisión, no de volumen masivo indiscriminado. Para Canarias, el éxito no reside solo en instalar MW, sino en integrarlos de forma segura, socialmente aceptada e industrialmente beneficiosa.
Recomendaciones Finales para la Orden Ministerial:
- Zonificación Selectiva: Limitar la subasta a CAN-1 (Gran Canaria) y CAN-2 (Tenerife), donde la red (Barranco de Tirajana III, Las Rosas) está preparada.
- Cupo Canario Específico: Reservar 150-200 MW exclusivos para Canarias, evitando la competencia directa en costes con la Península.
- Tecnología Obligatoria: Exigir Grid-Forming como requisito sine qua non para la conexión en los sistemas aislados de Canarias.
- Criterios No Económicos (30%): Utilizar el máximo peso permitido por el NZIA para premiar la participación local (20%), la fabricación europea y la sostenibilidad ambiental.
- Indexación Financiera: Incluir fórmulas de revisión de precios vinculadas a materias primas (cobre/acero) para asegurar la viabilidad post-adjudicación.
Cronograma Estimado:
- Aprobación Orden Bases: Q2 2026.
- Convocatoria Subasta: Q3 2026.
- Adjudicación: Q4 2026 / Q1 2027.
- Operación Comercial (COD): 2030-2031.
Este diseño equilibra la urgencia climática con la prudencia técnica y la sensibilidad social, sentando las bases para que Canarias sea un referente mundial en eólica marina flotante sostenible.
Anexos Técnicos y Tablas de Datos
Comparativa de Escenarios PTECan y Propuesta de Subasta 2026
| Escenario PTECan (Horizonte 2030) | Potencia Objetivo (MW) | Implicación para Subasta 2026 | Recomendación del Informe |
| Alternativa 0 (Tendencial) | 5 MW | Irrelevante (I+D puntual). | Descartada por incumplir objetivos climáticos. |
| Alternativa 1 (Acelerada) | 494 MW | Requiere subastar ~500 MW ya. | Riesgo alto de saturación de cadena de suministro y red. |
| Alternativa 2 (Sostenida) | 330 MW | Requiere ritmo constante. | Subastar 150-200 MW en 2026 + 2ª fase en 2028. |
Estructura de Ponderación Propuesta (Criterios NZIA)
| Categoría | Peso (%) | Detalle del Criterio | Justificación |
| Precio (Económico) | 70% | Precio ofertado (€/MWh) | Eficiencia para el consumidor eléctrico. |
| Criterios No Económicos | 30% | Total CNE (Mandato NZIA) | |
| 1. Resiliencia Industrial | 10% | % Componentes UE/EEE. Diversificación proveedores. | Seguridad de suministro, reducción dependencia asiática. |
| 2. Impacto Local | 10% | Participación ciudadana (20%), empleo local, canon municipal. | Alineación con Ley Canaria 6/2022 y aceptación social. |
| 3. Técnico/Ambiental | 5% | Grid-Forming (si no es excluyente), monitoreo ambiental. | Estabilidad de red SENP y protección biodiversidad. |
| 4. Ejecución (Deliverability) | 5% | Credibilidad cronograma, acuerdos portuarios firmados. | Asegurar cumplimiento plazos 2030. |
Costes de Inversión Estimados (Datos Memoria Económica PTECan y Mercado 2026)
| Concepto | Estimación (€/kW) | Tendencia 2026 | Impacto en Subasta |
| CAPEX Eólica Flotante | 3.500 – 4.500 €/kW | Alza moderada (Acero/Cobre) | Requiere plazos de amortización largos (20-25 años). |
| OPEX Anual | 100 – 120 €/kW/año | Estable | Logística marina local es clave para reducirlo. |
| Precio Cobre | ~9.500-10.000 $/ton | Alza (+7%) | Necesidad crítica de fórmula de indexación en fase construcción. |
