Informe de cobertura eléctrica: la potencia firme que necesita Canarias
Hay documentos que apenas llegan al debate público, aunque condicionan decisiones durante décadas. El informe de cobertura eléctrica es uno de ellos. De sus resultados puede depender la renovación de centrales, la instalación de nueva generación o la prolongación de grupos que ya han superado su vida regulatoria.
En Canarias, donde cada sistema debe mantener por sí mismo el equilibrio entre generación y demanda, este informe adquiere una importancia especial. No calcula cuánta electricidad produciremos durante el año. Trata de responder a una pregunta más incómoda: ¿dispondremos de potencia suficiente cuando coincidan una demanda elevada, poca generación renovable y varias averías?
¿Qué es el informe de cobertura eléctrica?
Su denominación legal es informe anual de cobertura de la demanda. Lo elabora Red Eléctrica en su condición de operador del sistema.
No es una previsión ordinaria de consumo. Tampoco es un estudio sobre el porcentaje anual de renovables. Es un análisis probabilístico de la capacidad del sistema para atender la demanda en condiciones adversas razonables.
En términos sencillos, intenta determinar si la generación disponible será suficiente durante todas las horas del periodo estudiado. Para ello no utiliza solo la potencia instalada. Considera también los fallos de los grupos, la variabilidad renovable, las interconexiones, los cierres previstos y la evolución de la demanda.
Canarias cuenta con sistemas pequeños y eléctricamente aislados. Por eso, la pérdida de un grupo de 20 o 30 MW puede representar una parte relevante de la generación disponible. En un gran sistema continental, la misma avería apenas alteraría el equilibrio general.
La obligación legal de elaborar el informe
El origen de esta obligación se encuentra en la Ley 17/2013 y en el Real Decreto 738/2015, que regula la producción y el despacho eléctrico en los territorios no peninsulares.
El artículo 44 establece que el operador del sistema debe remitir el informe de cobertura eléctrica durante la primera quincena de enero. Sus destinatarios son el ministerio competente y el organismo energético de la comunidad autónoma correspondiente.
Cada informe estudia los cinco años siguientes. Por tanto, el presentado en enero de 2026 analiza, en principio, el periodo comprendido entre 2027 y 2031.
La norma exige que se tengan en cuenta:
- Las redes existentes y planificadas.
- Las instalaciones de generación previstas.
- Los bombeos que hayan sido autorizados.
- La evolución esperada de la demanda.
- La entrada y salida de grupos generadores.
Existe, además, otro informe diferente para los riesgos de corto plazo. El artículo 45 se refiere a problemas que puedan aparecer dentro del horizonte anual y que requieran medidas temporales o extraordinarias. No conviene confundir ambos documentos.
Hay un detalle relevante. El artículo 44 obliga a remitir el informe de cobertura eléctrica, pero no establece expresamente su publicación general. Al menos dentro de este real decreto, la transparencia pública no recibe la misma atención que la obligación administrativa.
Qué significa realmente “potencia firme”
La potencia instalada es la suma de las potencias nominales de todas las centrales. Sin embargo, esa cifra puede resultar engañosa.
Un sistema podría tener 500 MW instalados y no disponer de ellos cuando sean necesarios. Algunos grupos estarán en mantenimiento. Otros pueden sufrir una avería. La producción eólica dependerá del viento, mientras que la fotovoltaica desaparecerá durante la noche.
La potencia firme representa la capacidad que puede considerarse disponible para cubrir la demanda con un determinado nivel de seguridad. No es una cualidad absoluta de una tecnología. Es una contribución que depende de su disponibilidad, su perfil de producción y las condiciones del sistema.
Un grupo térmico tampoco aporta siempre el cien por cien de su potencia nominal. Puede fallar. Por eso, el modelo utiliza tasas históricas de indisponibilidad fortuita.
Las renovables variables también participan en el cálculo. Sin embargo, no se contabilizan megavatio por megavatio. Su aportación depende de la probabilidad de que estén produciendo durante las horas críticas.
Esto no significa que la energía eólica o fotovoltaica carezca de valor para la cobertura. Significa que energía anual y potencia disponible no son la misma cosa, como hemos explicado al analizar la generación renovable canaria.
Cómo se calcula el informe de cobertura eléctrica
El anexo VII del Real Decreto 738/2015 establece las variables mínimas que debe considerar el operador del sistema. También exige que el método estadístico, las hipótesis y los rangos utilizados permitan repetir los cálculos.
No obstante, el real decreto no publica el código informático, el número de simulaciones ni todos los detalles del modelo. Por tanto, puede explicarse su lógica, pero no reproducir exactamente el cálculo con el texto legal por sí solo.
1. Se construyen varios escenarios de demanda
El punto de partida es una previsión horaria de la demanda.
El operador considera las expectativas de crecimiento económico, la electrificación, las medidas de eficiencia y la gestión de la demanda. Además, debe estudiar varias trayectorias posibles.
La norma exige emplear condiciones de temperatura desfavorables, aunque no extremas. El objetivo no es simular únicamente un año medio. Se busca comprobar el comportamiento del sistema cuando el consumo se aproxima a valores elevados. citeturn512014view0
Este aspecto resulta decisivo. Una previsión demasiado alta puede justificar inversiones innecesarias. Una previsión demasiado baja puede dejar al sistema sin margen suficiente.
Por eso son tan valiosas las curvas reales que recopilamos en el Observatorio Energético de Canarias. Cuanto mejores sean los datos históricos, más sólidas podrán ser las hipótesis futuras.
2. Se simula la producción renovable
La producción renovable se representa mediante escenarios independientes construidos a partir de datos históricos.
El modelo combina los perfiles de viento, radiación solar y otras fuentes con la evolución prevista de la potencia instalada. No basta con saber cuántos megavatios eólicos o fotovoltaicos existirán. Es necesario estimar cuánto producirán en cada momento.
Este tratamiento permite identificar las horas más difíciles. Pueden coincidir una punta de demanda nocturna, poco viento y ausencia de producción solar.
La cuestión esencial no es cuánto producen las renovables durante todo el año. La pregunta es cuánto reducen el riesgo de déficit durante las horas críticas.
3. Se analiza la disponibilidad de la generación gestionable
Para las instalaciones de categoría A se parte de la potencia inscrita en el registro administrativo.
El cálculo incorpora los grupos con resolución de compatibilidad, las instalaciones adjudicadas y los incrementos de potencia razonablemente previstos. También se descuentan las centrales que vayan a terminar su vida útil regulatoria o cuyo cierre se prevea.
Los fallos no se introducen de forma determinista. Se generan escenarios de averías basados en las tasas históricas de indisponibilidad fortuita.
Así, el modelo puede reproducir muchas combinaciones posibles. En unas simulaciones estarán disponibles todos los grupos. En otras fallará una unidad importante. Algunas combinarán varias indisponibilidades con una baja producción renovable.
4. Se incorporan los enlaces y los bombeos
Las interconexiones entre islas se valoran según su capacidad máxima de explotación segura.
Tampoco se supone que estarán siempre disponibles. El modelo genera escenarios de fallo utilizando la tasa histórica de averías de los enlaces.
Los bombeos autorizados pueden incorporarse al estudio. Su contribución depende de la potencia de turbinación, la energía almacenada y la disponibilidad de agua en los depósitos.
En la práctica más reciente también aparecen hipótesis sobre otras formas de almacenamiento. La propuesta ministerial de 2026 señala que los informes para 2027-2031 consideraron interconexiones, almacenamiento y una senda renovable vinculada a los objetivos del PNIEC.
5. Se calculan los indicadores de riesgo
El anexo VII define tres indicadores:
EUE — Energía esperada no servida. Expresa los megavatios hora que, estadísticamente, podrían quedar sin suministrar durante un año.
LOLE — Expectativa de pérdida de carga. Indica las horas anuales en las que existe alguna probabilidad de déficit.
LOLP — Probabilidad de pérdida de carga. Mide la probabilidad de que la generación disponible no pueda cubrir la demanda.
Estos indicadores proceden de estudios probabilísticos. No predicen que vaya a producirse un apagón en una fecha concreta. Cuantifican el riesgo asociado a las hipótesis utilizadas.
Del riesgo probabilístico a los megavatios necesarios
El criterio regulatorio exige que la potencia instalada permita alcanzar una probabilidad mensual de déficit inferior a un día en diez años.
Esta expresión no significa que la Administración acepte un apagón cada década. Es un umbral estadístico de fiabilidad utilizado para dimensionar la potencia necesaria.
El proceso puede resumirse así:
Potencia adicional aproximada = potencia necesaria para cumplir el criterio de seguridad − potencia válida prevista para ese año
La operación real es más compleja. Hay grupos de diferentes tamaños, tecnologías y tasas de fallo. También existen restricciones de red y necesidades de localización.
El operador comienza valorando las necesidades bajo una hipótesis de nudo único. Es decir, supone inicialmente que toda la generación puede alimentar toda la demanda sin limitaciones internas.
Después debe identificar restricciones por zonas, tamaños de grupo, tecnologías y nudos de conexión. También puede proponer varios escenarios de potencia adicional.
Este matiz es importante. Tener potencia suficiente en el conjunto de una isla no garantiza que pueda transportarse hasta todos los puntos de consumo.
Un ejemplo sencillo
Imaginemos un sistema con una punta prevista de 100 MW y 150 MW térmicos instalados.
A primera vista sobrarían 50 MW. Sin embargo, uno de los grupos tiene 40 MW y puede encontrarse averiado. Otro, de 20 MW, podría estar en mantenimiento.
En esa situación solo quedarían 90 MW térmicos. Si el viento aporta 15 MW, la demanda se cubrirá. Si aporta únicamente 5 MW, aparecerá un déficit de otros 5 MW.
El modelo repite esta clase de situaciones con múltiples combinaciones de demanda, producción renovable y averías. Después añade capacidad hasta que los indicadores cumplen el nivel de seguridad exigido.
Por eso, 150 MW instalados no equivalen automáticamente a 150 MW firmes.
Las consecuencias del informe
Cuando el estudio detecta riesgo de falta de cobertura, el artículo 46 permite convocar un procedimiento de concurrencia competitiva.
Ese proceso puede autorizar nueva generación, nuevas inversiones en grupos existentes o la prolongación del régimen retributivo de instalaciones que hayan superado su vida regulatoria. Lo explicamos con detalle en nuestra entrada sobre el proceso de concurrencia competitiva.
La consecuencia económica es considerable. Una resolución favorable de compatibilidad abre la puerta al régimen retributivo adicional. Por tanto, el informe no solo identifica una necesidad técnica. También puede respaldar inversiones que terminarán repercutiendo sobre el sistema eléctrico.
La propuesta sometida a participación pública en julio de 2026 muestra su alcance. Para 2031 plantea, todavía como propuesta, 320 MW térmicos adicionales en Gran Canaria, 230,5 MW en Tenerife-La Gomera, 95 MW en Lanzarote-Fuerteventura, 52 MW en La Palma y 10 MW en El Hierro.
Un informe necesario, pero no una planificación energética completa
El informe de cobertura cumple una función imprescindible. Ningún operador responsable puede confiar el suministro a que siempre haya viento, nunca falle una central y la demanda permanezca contenida.
Pero tampoco debe utilizarse como una respuesta completa a la transición energética.
El estudio determina cuánta potencia necesita el sistema bajo determinadas hipótesis. No decide por sí solo cuál debe ser el modelo energético de Canarias. Tampoco demuestra que toda la nueva potencia firme tenga que proceder de combustibles fósiles.
El problema aparece cuando un marco regulatorio diseñado en 2015 convierte una necesidad de cobertura en una convocatoria centrada principalmente en nueva potencia térmica. Esa limitación ya fue analizada en La obsolescencia regulatoria.
Hoy deberían compararse, con reglas equivalentes, centrales renovables gestionables, bombeos, baterías con duración suficiente, respuesta de la demanda, interconexiones y generación térmica de respaldo. Cada alternativa debe valorarse por su aportación real a la cobertura, la estabilidad, las emisiones y el coste total.
Conclusión: seguridad de suministro y transición deben caminar juntas
Canarias necesita potencia firme. Negarlo sería técnicamente irresponsable. Pero confundir potencia firme con generación fósil sería igualmente equivocado.
El informe anual de cobertura debe servir para anticipar riesgos, no para perpetuar inercias. Sus hipótesis deberían ser transparentes. Sus escenarios tendrían que incorporar de forma ambiciosa el almacenamiento, la gestión de la demanda y las renovables gestionables.
La seguridad de suministro no es enemiga de la descarbonización. Al contrario, una transición bien diseñada debe ser capaz de garantizar ambas cosas.
Porque el verdadero reto no consiste en elegir entre electricidad segura o electricidad limpia. Consiste en construir un sistema canario que pueda ofrecer las dos.
¿Tú qué opinas? Te leo en los comentarios.
Álvaro Medina
Seudónimo editorial de la persona responsable de Canarias Sostenible.
alvaro.medina@canarias-sostenible.es
