Informe Estratégico y Técnico: Anatomía de la Vulnerabilidad en los Sistemas Eléctricos de Canarias

Resumen Ejecutivo

Este documento presenta un análisis forense y prospectivo sobre la crisis de fiabilidad que atraviesan los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) del archipiélago canario. Los recientes eventos de «cero energético» —el colapso total del suministro— en La Palma (2025) y La Gomera (2026) han sido catalogados públicamente y desde instancias administrativas como consecuencias directas de la obsolescencia del parque de generación térmica. Si bien la antigüedad de los activos es un factor innegable, este informe sostiene una tesis diferente: la crisis es sistémica, no coyuntural.

El problema raíz reside en la incompatibilidad termodinámica entre una arquitectura de red diseñada en el siglo XX —basada en máquinas síncronas pesadas y protocolos de actuación lentos— y una realidad operativa del siglo XXI, caracterizada por la baja inercia, la alta volatilidad renovable y la fragilidad intrínseca del aislamiento. A través del análisis de los esquemas de deslastre de cargas, los protocolos de reserva y la física del Rate of Change of Frequency (RoCoF), demostramos que la simple sustitución de motores viejos por nuevos mediante mecanismos de concurrencia competitiva es una solución incompleta que perpetúa el riesgo de colapso.

La verdadera resiliencia energética para Canarias exige una transición hacia la electrónica de potencia avanzada (BESS con capacidad grid-forming), el almacenamiento masivo (bombeos) y una reescritura integral de los Procedimientos de Operación (P.O.), pasando de una gestión reactiva a una preventiva y digitalizada.

1. Contexto Crítico: La Cronología del Colapso

La estabilidad de un sistema eléctrico no se mide por su capacidad de funcionar en días tranquilos, sino por su robustez ante la contingencia. En el último bienio, Canarias ha suspendido este examen repetidamente, revelando grietas estructurales que van más allá del mantenimiento de una turbina.

1.1 El Incidente de La Palma 2025: El Efecto de Arrastre

El cero energético registrado en La Palma en 2025 marcó un punto de inflexión en la percepción de seguridad del suministro. El evento se desencadenó, según los informes preliminares y las declaraciones de la Dirección General de Energía, por el disparo de un grupo generador en la central de Los Guinchos. Sin embargo, lo alarmante no fue el fallo del grupo —una eventualidad estadística esperable en cualquier sistema industrial—, sino la incapacidad del sistema remanente para contener la perturbación.

El fenómeno observado fue un «arrastre» sistémico. En términos de ingeniería, esto significa que la pérdida de generación provocó un desequilibrio entre oferta y demanda tan severo que la frecuencia de la red cayó a una velocidad (RoCoF) superior a la capacidad de respuesta de los controladores de velocidad de los grupos restantes. Las protecciones de las máquinas «sanas», al detectar condiciones de subfrecuencia y variaciones de tensión fuera de rango, se desconectaron en cascada para autoprotegerse, llevando a la isla a la oscuridad total. Este comportamiento evidencia que el problema no fue solo el «disparo» inicial, sino la falta de inercia y reserva dinámica para soportar una contingencia N-1 (pérdida de un elemento simple).

1.2 La Reincidencia de La Gomera (2023 y 2026)

El caso de La Gomera es paradigmático de la ineficacia de las soluciones puramente punitivas o administrativas. Tras el cero energético de julio de 2023, que conllevó una sanción de más de 12 millones de euros a la empresa generadora, la isla volvió a sufrir un colapso total en enero de 2026.

Este nuevo incidente, que afectó a más de 15.600 usuarios y dejó a la isla desconectada durante 17 minutos de apagón total antes del inicio de la reposición, ocurrió a pesar de las promesas de refuerzo y la inminente puesta en marcha de la interconexión submarina con Tenerife. El hecho de que se produjera un «deslastre completo de grupos» en la central de El Palmar sugiere que los mecanismos de defensa automática del sistema (deslastres de carga por subfrecuencia) no actuaron con la rapidez o la profundidad necesarias para salvar la generación ante una perturbación crítica. La repetición del evento demuestra que la vulnerabilidad es estructural: un sistema pequeño, aislado y con baja inercia es intrínsecamente inestable sin las tecnologías de soporte adecuadas.

1.3 El Precedente Ignorado: Tenerife 2020

Para entender la profundidad del fallo sistémico, es imperativo revisitar el incidente de Tenerife del 15 de julio de 2020. El informe de Red Eléctrica (REE) sobre este evento es una «autopsia» reveladora de los fallos en los protocolos de deslastre.

Durante aquel evento, el disparo de un grupo de ciclo combinado y una turbina de vapor provocó una caída de frecuencia hasta los 48,066 Hz. El sistema de deslastre automático actuó, pero de manera defectuosa: se identificó que el 9º escalón de deslastre no tuvo efecto real, y la demanda desconectada fue insuficiente para frenar la caída, llevando al colapso total (cero energético).

Este antecedente es crucial para nuestra argumentación: demuestra que incluso en islas mayores con sistemas más robustos (Tenerife), los protocolos de «última defensa» (deslastres) pueden fallar por problemas de implementación, mantenimiento o diseño lógico. Si esto ocurre en Tenerife, la probabilidad de fallo en sistemas más pequeños y volátiles como La Palma o La Gomera es exponencialmente mayor.

2. Análisis Forense de la Inestabilidad: Más Allá de la «Maquinaria Vieja»

La narrativa oficial y mediática ha centrado la culpa en la antigüedad de las centrales térmicas. «Máquinas de 50 años» es un titular fácil. Sin embargo, debemos elevar el nivel del debate técnico. Un motor nuevo de combustión interna, aunque más eficiente, sigue sujeto a las mismas leyes físicas que uno antiguo. El verdadero enemigo es la física de los sistemas aislados.

2.1 El Concepto de Inercia Síncrona y su Erosión

La estabilidad de frecuencia de un sistema eléctrico depende fundamentalmente de la energía cinética almacenada en las masas rotatorias de los generadores que giran sincronizados con la red (50 Hz). Esta propiedad física se llama inercia (H).

En un sistema interconectado continental (como el europeo), la inercia acumulada es inmensa. Si falla una central nuclear de 1.000 MW, la frecuencia apenas se inmuta porque la inercia de todo el continente absorbe el golpe. En Canarias, la situación es opuesta. La inercia es limitada y local.

La penetración de energías renovables (eólica y fotovoltaica) agrava este escenario. Los paneles solares y los aerogeneradores convencionales se conectan a la red a través de inversores electrónicos que, en su configuración estándar (grid-following), no aportan inercia física. A medida que aumentamos el porcentaje de renovables para cumplir con el PNIEC y los objetivos de descarbonización, desplazamos generación térmica síncrona. El resultado es un sistema con cada vez menos «masa» para amortiguar los golpes.

2.2 La Dictadura del RoCoF (Tasa de Cambio de Frecuencia)

La variable crítica que explica los ceros de La Palma y La Gomera no es tanto la magnitud del fallo de potencia (P), sino la velocidad a la que cae la frecuencia tras el fallo, conocida como RoCoF (Rate of Change of Frequency).

La relación se rige por la ecuación de oscilación simplificada:

RoCoF = dF/dt = P x fo / (2 x Hsys)

Donde:

P es el desequilibrio de potencia (lo que se perdió).
Hsys es la inercia total del sistema.
fo es la frecuencia nominal (50 Hz).

En los sistemas canarios, el denominador (Hsys) es pequeño. Por tanto, cualquier variación P moderado genera un RoCoF altísimo.

¿Por qué importa esto?

Ceguera de las Protecciones: Si la frecuencia cae a 2 Hz por segundo (un valor realista en islas pequeñas tras un disparo), el sistema pasa de 50 Hz a 48 Hz en un segundo.
Tiempo de Reacción Insuficiente: Los grupos diésel y de vapor tienen tiempos de respuesta mecánica. Sus válvulas y controladores tardan segundos en reaccionar. Con un RoCoF alto, para cuando la máquina intenta acelerar, el sistema ya se ha estrellado o las protecciones por subfrecuencia han disparado.

Esta es la razón técnica por la que la simple renovación de maquinaria no basta. Un motor diésel nuevo instalado en La Palma tendrá tiempos de respuesta mecánica similares a uno viejo. Si el sistema carece de inercia, el motor nuevo tampoco podrá evitar el colapso ante un evento severo.

2.3 Comparativa de Dinámica de Respuesta

La siguiente tabla ilustra la disparidad entre la capacidad de respuesta de la tecnología térmica (vieja o nueva) y las necesidades reales del sistema insular.

Variable	Generador Térmico (Diesel/Vapor)	Necesidad del Sistema Insular (Ante Fallo)	Brecha de Seguridad
Tiempo de Detección	100 – 300 ms (Controlador mecánico/digital)	< 20 ms	Crítica
Tiempo de Respuesta Plena	5 – 30 segundos (Rampa de carga)	< 500 ms (Para frenar el RoCoF)	Fatal
Aporte de Inercia	Limitado a la masa del rotor propio	Requiere inercia sistémica masiva	Insuficiente
Capacidad de Sobrecarga	10-20% por tiempo limitado	Requiere picos de 50-100% inst.	Insuficiente

3. El Problema Sistémico: Reservas y Deslastres Obsoletos

Si la física es el problema, los protocolos deberían ser la solución. Sin embargo, el análisis de los Procedimientos de Operación (P.O.) vigentes para los territorios no peninsulares revela que la normativa no ha evolucionado a la velocidad de la transición tecnológica.

3.1 Reservas de Regulación: Un Cálculo Probabilístico en un Mundo Determinista

El P.O. 1.5 establece los niveles de reserva para la regulación frecuencia-potencia. Define reservas primarias, secundarias y terciarias basándose en criterios como la pérdida del generador más grande o desviaciones estadísticas de la demanda.

En un sistema grande, estos cálculos funcionan por la «ley de los grandes números». En La Gomera o La Palma, la estadística falla. La pérdida de un solo grupo puede representar el 30% o 40% de la generación total en horas valle.

Insuficiencia de la Reserva Rodante: Mantener una reserva rodante (spinning reserve) capaz de cubrir instantáneamente el 40% de la demanda obligaría a tener múltiples motores funcionando a media carga. Esto es económicamente ruinoso (bajo rendimiento, alto consumo, altas emisiones) y técnicamente complejo (problemas de carga mínima técnica).
Consecuencia: Los operadores tienden a optimizar costes, ajustando la reserva al mínimo regulatorio. Cuando ocurre la contingencia, la reserva teórica existe, pero la reserva dinámica (la que puede entregarse en <1 segundo) es nula.

3.2 Deslastres de Carga: La Última Defensa Fallida

El deslastre automático de cargas es el mecanismo de emergencia que desconecta consumidores para evitar el apagón total. Se rige por relés que miden la frecuencia.

La normativa establece escalones fijos (ej. desconectar 15% a 49.0 Hz). Sin embargo, los incidentes recientes demuestran que este enfoque es demasiado lento y rígido.

Latencia Electromecánica: Desde que el relé detecta los 49 Hz hasta que el interruptor de media tensión abre el circuito, pasan entre 80 y 150 milisegundos. En ese lapso, con un RoCoF alto, la frecuencia puede haber caído ya a 48 Hz, entrando en zona de colapso irreversible.
Falta de Selectividad: Los planes de deslastre a menudo desconectan circuitos «a ciegas». En un día soleado, un circuito de distribución puede tener mucha generación fotovoltaica de autoconsumo. Al desconectarlo para «bajar demanda», paradójicamente se desconecta también generación, empeorando el balance del sistema. Este efecto fue observado en el análisis del incidente de Tenerife.
Deslastre por Derivada (df/dt): Aunque la resolución de 2024 aprueba planes de deslastre, la implementación generalizada de deslastres por derivada de frecuencia (que actúan anticipándose a la caída, no esperando al valor bajo) sigue siendo insuficiente en la red de distribución capilar.

4. La Solución Oficial: Concurrencia Competitiva (¿Más de lo mismo?)

Ante la obsolescencia y los apagones, la respuesta del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha sido convocar procesos de concurrencia competitiva para otorgar el régimen retributivo adicional a nueva potencia térmica.

4.1 Análisis Crítico de la Orden TED/1366/2024

Esta orden regula el mecanismo para instalar nuevos grupos en los SEIE. Si bien es un paso necesario para renovar el «hierro» viejo, los criterios de valoración plantean serias dudas sobre su eficacia para resolver el problema sistémico de estabilidad.

4.1.1 Ponderación de Criterios

Los criterios de valoración otorgan un peso significativo a factores económicos (reducción de costes de generación) y de ubicación, pero la valoración de las capacidades técnicas dinámicas es limitada.

Velocidad de Respuesta: Se otorgan puntos (hasta 3) por velocidades de respuesta superiores al 15% de la potencia nominal en 1 minuto. Esto es órdenes de magnitud demasiado lento. Un sistema en crisis necesita el 100% de la potencia en milisegundos, no el 15% en un minuto.
Arranque Autónomo (Black Start): Se valora con 5 puntos. Es positivo, pero debería ser un requisito sine qua non, no un mérito.
Combustibles: Se incentiva el uso de combustibles renovables, lo cual es loable ambientalmente, pero un motor de hidrógeno tiene las mismas limitaciones de inercia mecánica que uno de diésel si no se gestiona adecuadamente.

4.1.2 El Riesgo de Activos Varados

Invertir cientos de millones de euros en nueva generación térmica convencional en 2026 corre el riesgo de crear «activos varados» (stranded assets) antes de 2040. Si el objetivo es la descarbonización total, instalar máquinas que queman combustible (aunque sea biodiésel) perpetúa un modelo operativo dependiente de la logística de hidrocarburos y vulnerable a la geopolítica de precios, sin solucionar el problema de fondo de la integración masiva de renovables.

5. La Alternativa Tecnológica: BESS como Columna Vertebral

Se propone un cambio de paradigma. La seguridad de suministro no se garantiza solo con «potencia firme» (MW), sino con «potencia flexible y rápida» (MW/s). La tecnología clave para esto son los Sistemas de Almacenamiento de Energía en Baterías (BESS).

5.1 Superioridad Técnica del BESS frente a la Generación Rotativa

Los sistemas BESS no son simplemente «pilas». Son gestores activos de la red gracias a su electrónica de potencia.

Respuesta Instantánea: Mientras un grupo diésel lidia con la inercia térmica y mecánica para subir carga, un BESS puede pasar de 0 a 100% de potencia en tiempos de 4 a 20 milisegundos. Esto neutraliza el RoCoF. En el evento de La Palma, un BESS de respuesta rápida habría inyectado energía instantáneamente, «congelando» la caída de frecuencia y dando tiempo a las protecciones para no disparar.
Desacoplamiento Energía/Potencia: Un BESS puede dimensionarse específicamente para potencia (alta descarga en poco tiempo para estabilidad) o para energía (larga duración para cubrir la noche). Esta flexibilidad no existe en la generación térmica, que es monolítica.

5.2 La Revolución del «Grid-Forming»

La distinción técnica más importante que debemos introducir en el debate es la diferencia entre inversores Grid-Following y Grid-Forming.

Grid-Following (Seguidores de Red): La mayoría de las renovables actuales. Necesitan una «onda» de referencia para inyectar energía. Si la red cae, se apagan. Son pasivos.
Grid-Forming (Formadores de Red): Actúan como una fuente de tensión ideal. Crean su propia onda de 50 Hz. Sintetizan inercia.

Un BESS con inversores grid-forming se comporta matemáticamente como una máquina síncrona virtual (Virtual Synchronous Machine – VSM).11 Aporta «rigidez» a la red. Si hay una perturbación, el BESS se opone al cambio de forma natural e inmediata, sin esperar órdenes de un despacho central.

Para islas como La Gomera, un BESS Grid-Forming de 10-20 MW es la solución definitiva a los ceros energéticos. Permitiría operar la isla con 100% de renovables, usando las baterías para estabilizar la frecuencia y el voltaje, relegando los motores diésel a un papel de respaldo pasivo de «último recurso».

5.3 Análisis Económico: El Coste de No Hacer Nada

Los detractores del almacenamiento suelen citar su alto coste inicial (CAPEX). Sin embargo, un análisis de ciclo de vida (LCOE) y de valor del servicio demuestra su rentabilidad.

Arbitraje de Energía: Cargar con renovables baratas (que hoy se vierten/desperdician) y descargar en horas punta sustituyendo al diésel caro.
Servicios Auxiliares: Regulación de frecuencia y control de tensión.
Evitación de Multas: La multa de 12 millones por el cero de La Gomera en 2023 habría financiado una parte sustancial de un sistema BESS capaz de prevenir ese mismo apagón.
Eficiencia Térmica: Al tener BESS para la respuesta rápida, los grupos térmicos restantes pueden operar en su punto de máxima eficiencia constante, reduciendo el consumo de combustible y el desgaste (OPEX).

6. Hibridación y Almacenamiento Mecánico: La Estrategia Integral

El litio no es la única solución. Una estrategia robusta para Canarias debe ser híbrida, aprovechando la orografía para almacenamiento mecánico masivo.

6.1 Bombeos Hidráulicos: La Batería Geológica

Los proyectos de bombeo reversible (Pumped Hydro) son fundamentales para la gestión energética a gran escala y larga duración.

El Modelo de El Hierro (Gorona del Viento): Es el faro a seguir. La combinación de parque eólico y bombeo hidráulico ha permitido periodos prolongados de 100% renovable. Lo crucial aquí es que las turbinas hidráulicas son máquinas síncronas. Aportan inercia física real a la red, complementando la inercia sintética de las baterías.
Salto de Chira (Gran Canaria): Este proyecto, declarado de interés general, aportará una capacidad masiva de regulación y almacenamiento. Su función principal será aplanar la curva de demanda y absorber los excedentes eólicos que hoy se pierden.
Necesidad en Otras Islas: Se debe evaluar urgentemente la viabilidad de micro-bombeos en La Palma y La Gomera, utilizando balsas de riego existentes. Aunque de menor escala que Chira, su aporte a la estabilidad local sería crítico.

6.2 Volantes de Inercia (Flywheels)

Red Eléctrica ha pilotado esta tecnología en el sistema Lanzarote-Fuerteventura. Los volantes de inercia son dispositivos electromecánicos que almacenan energía cinética en un rotor girando a alta velocidad.

Función Específica: No almacenan energía para horas, sino potencia para segundos. Son perfectos para la estabilización instantánea de frecuencia.
Sinergia: Un volante de inercia puede manejar los transitorios bruscos (picos de potencia), protegiendo a las baterías químicas de ciclos de descarga agresivos y prolongando su vida útil.

7. Propuesta de Actualización de Protocolos y Regulación

La tecnología por sí sola no basta si las reglas del juego son del siglo pasado. Es imperativo actualizar los Procedimientos de Operación (P.O.) para los sistemas no peninsulares.

7.1 Hacia un Código de Red Insular Adaptativo

Proponemos la creación de un anexo regulatorio específico para Canarias que contemple:

Redefinición de la Reserva (P.O. 1.5): La reserva no debe medirse solo en MW, sino en velocidad de respuesta (MW/s). Se debe crear un producto de mercado de «Respuesta Rápida en Frecuencia» (FFR – Fast Frequency Response) que remunere a las instalaciones (BESS, Demanda) capaces de actuar en <200 ms.
Deslastres Adaptativos Inteligentes: Sustituir los relés de umbral fijo por sistemas centralizados que utilicen PMUs (Phasor Measurement Units) y comunicaciones de fibra óptica. El Operador del Sistema debe poder calcular el déficit en tiempo real y desconectar cargas específicas (desaladoras, bombeos) quirúrgicamente, basándose en la derivada de frecuencia (df/dt), antes de que el sistema colapse.
Valorización de la Inercia: La inercia debe dejar de ser un «bien gratuito» inherente a la generación térmica para convertirse en un servicio remunerado. Esto incentivará a los promotores renovables a instalar inversores grid-forming y volantes de inercia en sus plantas.

7.2 Transición del Criterio N-1

El criterio de seguridad N-1 (el sistema debe soportar la pérdida de un elemento) es insuficiente en islas con alta penetración renovable. Se debe evolucionar hacia un criterio probabilístico que contemple la correlación de fallos: por ejemplo, la probabilidad de que un fallo en una línea de transmisión provoque simultáneamente la desconexión de parques eólicos por protección de tensión (huecos de tensión). Los márgenes de reserva deben aumentarse dinámicamente en función de este riesgo calculado en tiempo real.

8. Conclusiones y Hoja de Ruta para ‘Canarias Sostenible’

El análisis de los ceros energéticos de La Palma (2025) y La Gomera (2026) nos lleva a una conclusión inequívoca: Canarias está intentando operar una red del futuro con herramientas del pasado. La insistencia en la «obsolescencia de la maquinaria» como causa única es un diagnóstico incompleto que conduce a tratamientos ineficaces (solo más diésel nuevo).

La Hoja de Ruta que proponemos se basa en tres pilares:

Digitalización de la Inercia: Despliegue masivo y urgente de BESS con tecnología Grid-Forming en nudos críticos de la red de transporte. Esta debe ser la prioridad de inversión de los fondos NextGenerationEU y del REA, por encima de la mera sustitución térmica.
Hibridación Obligatoria: Ninguna nueva planta de generación (renovable o térmica de respaldo) debería conectarse a la red sin una capacidad asociada de almacenamiento o respuesta rápida. La concurrencia competitiva debe puntuar decisivamente la capacidad de estabilización, no solo el precio del kWh.
Renovación de la Inteligencia Operativa: Actualización radical de los esquemas de deslastre y reserva, adoptando tecnologías de control en tiempo real que anticipen los colapsos en lugar de reaccionar a ellos cuando ya es tarde.

Los apagones no son una maldición inevitable de la insularidad; son la consecuencia de decisiones de diseño. Tenemos la tecnología (BESS, Bombeos, Electrónica de Potencia) y el conocimiento para hacer de Canarias un referente mundial en redes aisladas estables y 100% renovables. Es hora de dejar de parchear el sistema y empezar a rediseñarlo.

Tabla Resumen: Comparativa de Soluciones

Característica	Enfoque Actual (Concurrencia Competitiva / Diésel Nuevo)	Propuesta Canarias Sostenible (BESS + Bombeo + Protocolos 2.0)
Tiempo de Respuesta ante Fallo	Segundos (Lento – Riesgo de RoCoF alto)	Milisegundos (Inmediato – Control de RoCoF)
Aporte de Inercia	Limitado a masa física del motor	Sintética (Programable y Escalable) + Física (Bombeos)
Resiliencia ante «Arrastre»	Baja (Propenso a disparo en cascada)	Alta (Amortiguación activa de oscilaciones)
Integración de Renovables	Limitada por mínimos técnicos térmicos	Máxima (Permite apagar térmica de respaldo)
Coste Operativo (OPEX)	Alto (Combustible volátil + CO2)	Bajo (Mantenimiento mínimo, sin combustible)
Impacto Ambiental	Emisiones continuas (incluso con biocombustibles)	Emisiones cero (Carga con excedentes renovables)

Defendemos un futuro donde la luz nunca se apague, no porque tengamos motores más nuevos, sino porque tenemos una red más inteligente.

Sistemática de los «ceros» en Canarias