Coste de Tigaiga: 27,83 millones sin comparar alternativas
Serie «Planta de Emergencia Cruz Santa» — 7/8
El coste de Tigaiga no termina en los 27,83 millones de euros que aparecen al final del presupuesto. Esa cifra permite saber cuánto se estima que costará construir la instalación, pero no cuánto costará realmente prestar durante años el servicio eléctrico que se pretende obtener de ella.
Esta diferencia es fundamental. Una planta de emergencia consume combustible, necesita mantenimiento, debe probarse periódicamente y depende de una logística que también cuesta dinero. Además, existe otra pregunta todavía más importante: ¿se ha demostrado que esa es la forma más eficiente de comprar los servicios que necesita el sistema eléctrico de Tenerife?
Después de revisar las 1.268 páginas del proyecto, la respuesta que podemos dar es prudente pero preocupante: no hemos localizado una comparación económica homogénea de alternativas que permita comprobarlo.
Coste de Tigaiga: 27,83 millones son solo la inversión inicial
Hecho documental. El documento de Mediciones y Presupuesto R4, fechado el 6 de abril de 2026, fija un Presupuesto de Ejecución Material de 23.385.942,20 euros. Al añadir un 6 % de gastos generales y un 13 % de beneficio industrial, el Presupuesto de Ejecución por Contrata asciende a 27.829.271,22 euros.
Dentro de esa cifra destacan 14,62 millones destinados a equipos, 2,22 millones a la subestación y unos 2,50 millones a las diferentes instalaciones auxiliares.
Cálculo propio. Si dividiéramos simplemente esos 27,83 millones entre los 14,8 MW declarados, obtendríamos unos 1,88 millones de euros por MW.
Pero esa división tiene una utilidad limitada. Un megavatio instalado no nos dice cuánto tiempo estará disponible, cuánta energía podrá entregar, cuánto combustible consumirá ni qué servicios de estabilidad prestará.
La comparación económica correcta necesita bastante más información.
Del presupuesto de obra al coste real del servicio
El problema empieza cuando miramos más allá de la construcción.
El diagrama de proceso establece para los ocho motores un consumo conjunto de propano de referencia de hasta unos 2.950 kg/h en las condiciones indicadas en el propio plano. El documento advierte, además, que ese consumo es un valor estimado.
Eso nos permite conocer cuánto combustible podría utilizar la instalación en determinadas condiciones. No permite saber cuánto dinero costará ese combustible.
En el PDF consolidado revisado no hemos localizado un modelo económico que incorpore de manera completa el precio del propano, su transporte desde Granadilla, los costes de operación y mantenimiento de Tigaiga, las pruebas periódicas o el coste esperado por MWh producido. Nuestro informe técnico ya identificaba expresamente estas carencias.
Tampoco tendría sentido que Canarias Sostenible inventara ahora ese coste. Para calcularlo habría que conocer, entre otras variables, las horas anuales de funcionamiento, la carga de los motores, el precio reconocido del combustible y los costes reales de mantenimiento.
Sin esas hipótesis, cualquier cifra en euros por MWh sería especulativa.
Una inversión que ha ido cambiando
Existe además un antecedente económico que merece explicación.
Cuando el proyecto fue sometido a información pública en mayo de 2025, el anuncio oficial recogía un presupuesto de 21.037.642,63 euros. En mayo de 2026, la nueva información pública establece un PEM de 23.385.942,20 euros.
No sería correcto calcular sin más un porcentaje de incremento y presentarlo como una desviación presupuestaria. Los anuncios no expresan necesariamente esas cifras con idéntica estructura económica y el proyecto ha cambiado de ubicación y configuración documental.
Pero precisamente por ello debería existir una explicación transparente de qué ha cambiado, cuánto cuesta cada cambio y cuál es la inversión definitiva que servirá de referencia económica.
Cuando posteriormente pueden reconocerse costes e inversiones dentro de un mecanismo regulado, esa trazabilidad deja de ser una cuestión privada.
¿Quién acaba pagando?
Esta cuestión ya la analizamos con detalle en «Quién paga Tigaiga: ¿una coartada política?». Conviene recordarla aquí porque forma parte inseparable del análisis económico.
DISA es el titular de la instalación y quien incurre inicialmente en los costes e inversiones. Pero el artículo 59 del Real Decreto 738/2015 permite reconocer las repercusiones económicas de estas medidas temporales extraordinarias cuando responden a riesgos de cobertura previamente identificados.
La Orden TED/909/2025 desarrolla ese mecanismo para Canarias. Los titulares pueden solicitar el reconocimiento de costes e inversiones, acompañados de la correspondiente auditoría, y pueden existir pagos provisionales a cuenta de la liquidación definitiva del extracoste.
Ese extracoste no desaparece. El RD 738/2015 establece que el 50 % se financia con cargo a los Presupuestos Generales del Estado y la parte restante corresponde al sistema eléctrico.
Por eso la pregunta económica no puede reducirse a si DISA tiene capacidad para construir la planta. La cuestión pública es otra: qué costes serán finalmente reconocidos y si esos recursos compran la mejor solución disponible para el sistema.
La comparación de alternativas que no hemos encontrado
Aquí llegamos al punto central de esta séptima entrega.
En las 1.268 páginas analizadas no hemos localizado un estudio que enfrente Tigaiga, con criterios homogéneos, a otras posibilidades capaces de prestar individualmente o en combinación los servicios requeridos.
Eso no significa que exista una alternativa única capaz de reemplazarla automáticamente.
Los motores síncronos tienen prestaciones valiosas en un sistema aislado. Pueden suministrar energía activa durante muchas horas, aportar inercia, contribuir a la potencia de cortocircuito y participar en el control de tensión y frecuencia.
Por eso comparar únicamente 14,8 MW de motores contra 14,8 MW de baterías sería técnicamente pobre.
La pregunta correcta es: ¿qué combinación puede aportar los mismos servicios con menor coste total, menor riesgo y menores emisiones?
Baterías grid-forming: rapidez, pero también duración
Un BESS con capacidad grid-forming puede diseñarse para contribuir activamente a la formación y estabilización de la red. Red Eléctrica dispone ya de una especificación técnica sobre estas capacidades, aunque actualmente tiene carácter de recomendación y no de requisito obligatorio.
En Canarias Sostenible ya hemos analizado por qué no basta con saber cuántos MW y MWh tiene una batería: importa saber también cómo controla su convertidor.
Una batería puede responder extraordinariamente rápido. Sin embargo, su autonomía energética debe dimensionarse. Si el problema exige muchas horas de generación sostenida, será necesario aumentar almacenamiento o combinarla con otros recursos.
Ese límite no invalida la tecnología. Obliga a diseñarla correctamente.
Compensadores síncronos: estabilidad sin quemar combustible
Otra posibilidad son los compensadores síncronos.
Red Eléctrica señala expresamente que estos equipos aumentan la potencia de cortocircuito y la inercia, además de permitir control continuo de tensión. La propia compañía destaca su importancia en los archipiélagos y, específicamente, en Canarias para reforzar el sistema y facilitar la integración renovable.
Un compensador síncrono no produce energía activa sostenida. Por tanto, tampoco sustituye por sí solo a Tigaiga.
Pero puede separar funciones que hoy pretendemos comprar juntas dentro de un motor térmico: una tecnología aporta fortaleza eléctrica mientras otra aporta energía.
Ese cambio de enfoque resulta esencial.
Almacenamiento de mayor duración, red y demanda
También existen opciones que actúan sobre la dimensión energética.
El almacenamiento mediante bombeo, las baterías de mayor duración y otras tecnologías pueden desplazar energía entre periodos y reducir la necesidad de generación fósil. El propio Estado está impulsando almacenamiento stand alone, hibridado, bombeo reversible y gestión de demanda para proporcionar flexibilidad y facilitar la integración renovable.
A ello pueden sumarse refuerzos de red y programas de gestión de demanda. Ninguna de esas herramientas debe proclamarse vencedora antes de estudiarla.
Lo que necesitamos es precisamente hacer el estudio.
Comparar servicios, no etiquetas tecnológicas
Una comparación seria debería utilizar las mismas hipótesis para todas las soluciones. Como mínimo, tendría que analizar:
- inversión inicial y reposiciones durante la vida útil;
- costes fijos y variables de operación y mantenimiento;
- combustible y logística, cuando existan;
- potencia firme y energía disponible;
- tiempo de respuesta y capacidad de arranque autónomo;
- regulación de frecuencia y tensión;
- inercia y potencia de cortocircuito;
- duración del servicio y disponibilidad;
- coste esperado por MWh y por servicio prestado;
- emisiones y otras externalidades;
- ocupación territorial;
- vida útil, desmantelamiento y restauración;
- y plazo real para entrar en funcionamiento.
Solo entonces podríamos comparar motores, almacenamiento, compensación síncrona, gestión de demanda y red sin hacer trampas tecnológicas.
Quizá el resultado demostrara que una parte de generación térmica de emergencia sigue siendo necesaria. Quizá demostrara que los 14,8 MW pueden reducirse. O quizá una combinación distinta resultara más conveniente.
Hoy no podemos saberlo con la documentación revisada.
Y ese es precisamente el problema.
Qué debe aclarar la Administración antes de autorizar la planta
La Administración no tiene que demostrar que una batería es mejor que Tigaiga. Tampoco tiene que demostrar lo contrario.
Lo que debería exigir es un análisis de coste de ciclo de vida y una comparación por servicios equivalentes. Ese análisis tendría que incorporar CAPEX, OPEX, combustible, logística, disponibilidad, coste por MWh, externalidades y cierre.
Además, debería explicar qué costes e inversiones de Tigaiga se prevé que puedan acogerse al mecanismo de reconocimiento económico del artículo 59 y bajo qué criterios serán auditados.
Eso permitiría pasar de una discusión basada en tecnologías preferidas a una decisión basada en prestaciones, riesgos y euros.
27,83 millones no responden todavía a la pregunta esencial
Que una infraestructura cueste 27,83 millones de euros no demuestra que sea cara. Tampoco demuestra que sea barata.
El coste de Tigaiga solo puede juzgarse cuando sabemos qué servicio compra ese dinero y cuánto costaría obtener el mismo servicio de otra manera.
Después de 1.268 páginas, esa comparación continúa sin aparecer en la documentación que hemos podido revisar. Y tratándose de una inversión cuyos costes reconocidos pueden terminar trasladándose al conjunto del sistema y a los presupuestos públicos, no parece una cuestión secundaria.
Antes de decidir qué construir, alguien debería poner todas las opciones sobre la misma mesa.
Con los mismos servicios, los mismos años. Con todos los costes.
Y entonces elegir.
¿Tú qué opinas? Te leo en los comentarios.
Álvaro Medina
Seudónimo editorial de la persona responsable de Canarias Sostenible.
alvaro.medina@canarias-sostenible.es
