Tigaiga ante un apagón: la prueba que falta
¿Qué puede hacer realmente Tigaiga ante un apagón? Esta pregunta debería estar en el centro del proyecto de la planta de emergencia de Cruz Santa. No porque podamos afirmar que los motores no funcionarán. No tenemos base para decirlo. El problema es otro: la documentación examinada no demuestra con suficiente detalle cómo pasamos de una isla eléctrica apagada a una planta entregando potencia útil y estable a la red.
La diferencia puede parecer técnica. En realidad, es enorme.
El proyecto afirma que la instalación se ha diseñado para cubrir eventuales apagones de las centrales térmicas. Incluso llega a señalar que pretende «neutralizar» esos apagones. También describe ocho motores de gas y una potencia total declarada de 14,8 MW.
Pero tener 14,8 MW instalados y ser capaz de evitar, soportar o recuperar un cero eléctrico son cosas diferentes.
Y esa diferencia importa mucho cuando estamos hablando de una infraestructura presentada a la ciudadanía precisamente como una planta de emergencia.
Tigaiga ante un apagón: primero hay que distinguir dos problemas
Hay una cuestión previa que conviene explicar de forma sencilla.
Una cosa es evitar que el sistema llegue a apagarse. Otra es recuperarlo después de que se haya apagado.
Si la planta ya estuviera funcionando cuando aparece una perturbación, podría contribuir a sostener el sistema. Dependería de su potencia disponible, regulación, respuesta dinámica y de las instrucciones del Operador del Sistema.
Sin embargo, si los motores están parados, no pueden compensar instantáneamente una pérdida brusca de generación. Para eso importan los tiempos de arranque, la reserva disponible y la velocidad con que la instalación puede comenzar a entregar potencia.
Después de un cero eléctrico aparece un problema distinto.
La red ya no ofrece la tensión que normalmente necesitan muchas centrales para poner en marcha sus servicios auxiliares. Alguien tiene que comenzar desde cero.
Eso es lo que convierte al arranque autónomo o black start en una capacidad especialmente valiosa.
Ya hemos explicado en Canarias Sostenible que potencia instalada y seguridad del sistema no son conceptos equivalentes. Tampoco lo son generación síncrona y capacidad automática para arrancar desde una red muerta.
El proyecto sí contempla un grupo auxiliar
Aquí debemos corregir una simplificación que sería injusta con la documentación.
La planta no depende necesariamente de recibir electricidad exterior para realizar su primer movimiento.
El proyecto general indica que se instalará un grupo electrógeno para alimentar los equipos esenciales necesarios para arrancar uno de los grupos de emergencia. Después, una vez funcionando el primero, los restantes deberían arrancarse de forma escalonada.
La adenda eléctrica aporta todavía más información.
Ese grupo auxiliar tendrá un alternador de 100 kVA, 420/242 V y 50 Hz. Será diésel y contará con combustible para una autonomía mínima prevista de 72 horas. También incorpora regulación automática de tensión y frecuencia.
Esto es relevante.
Sería incorrecto escribir que «la planta no puede arrancar sin la red». El proyecto ha previsto una fuente autónoma inicial.
Pero precisamente ahí comienza la verdadera pregunta.
De 100 kVA a un motor de 1,88 MW
Los servicios auxiliares normales dispondrán de un transformador de 2.000 kVA conectado al embarrado de 11 kV. Frente a él aparece un grupo auxiliar de 100 kVA para el funcionamiento de emergencia.
La diferencia de potencia no demuestra que el grupo auxiliar sea insuficiente. Sería técnicamente incorrecto deducirlo solo comparando ambas cifras.
Durante un arranque de emergencia no tienen por qué alimentarse todos los consumos normales de la planta.
Lo que necesitamos conocer es otra cosa: qué cargas concretas debe alimentar el grupo de 100 kVA, en qué orden, durante cuánto tiempo y con qué márgenes.
Bombas, control, válvulas, acondicionamiento del combustible, sistemas eléctricos, excitación, comunicaciones y auxiliares del motor forman una cadena.
Una cadena funciona si funcionan todos sus eslabones.
En el PDF consolidado analizado no hemos localizado un balance completo de esas cargas acompañado de una secuencia temporal verificable.
Arrancar el motor todavía no significa recuperar la red
Supongamos que el grupo auxiliar de Tigaiga cumple perfectamente su función ante un apagón y consigue arrancar el primer motogenerador.
Tenemos entonces una máquina síncrona de aproximadamente 1,88 MW girando.
Todavía queda una pregunta decisiva:
¿a qué sistema eléctrico se conecta?
Cuando existe red, la respuesta resulta relativamente sencilla. El generador encuentra una referencia de tensión y frecuencia, se sincroniza y comienza a entregar potencia.
Pero durante un cero eléctrico esa referencia puede no existir.
Una máquina síncrona puede técnicamente participar en la formación de una isla eléctrica. Incluso puede establecer tensión y frecuencia bajo determinadas condiciones. Sin embargo, eso exige que excitación, regulación de velocidad, protecciones, automatismos y procedimientos operativos estén diseñados para ese funcionamiento.
No basta con que el alternador sea síncrono.
Por eso, cuando analizamos Tigaiga ante un apagón, lo verdaderamente importante sería disponer de una secuencia semejante a esta: arranque del grupo auxiliar, energización de cargas esenciales, arranque del primer motor, establecimiento de tensión, energización controlada de barras y transformador, incorporación de carga, arranque de los siguientes motores y coordinación con distribución y Operador del Sistema.
El proyecto explica parcialmente algunos de esos pasos. No hemos localizado una demostración completa del conjunto.
El cálculo eléctrico estudia precisamente el escenario contrario
Existe un detalle documental especialmente significativo.
El proyecto contiene un cálculo de corrientes de cortocircuito realizado con ETAP. Es un estudio perfectamente reconocible para comprobar solicitaciones sobre equipos y aparamenta.
Sin embargo, el propio documento especifica el escenario elegido.
Se considera la subestación conectada a la red eléctrica y todos los generadores vertiendo energía. El proyecto denomina expresamente a esa situación condición «sin blackout».
Además, el cálculo reconoce que en el momento de su elaboración no disponía de información de la red de 20 kV de Endesa. Utiliza, por ello, determinados valores que deberán ser corroborados posteriormente.
Nada de esto invalida el cálculo de cortocircuito.
Simplemente demuestra algo distinto: ese estudio no es la demostración de cómo se comportará la planta durante la reposición de un cero eléctrico.
Para responder a esa pregunta hacen falta estudios de otra naturaleza.
Faltan las películas, no solamente las fotografías
Un cálculo en régimen permanente nos ofrece una fotografía.
Un apagón es una película.
Durante los primeros segundos y minutos cambian frecuencia, tensión, potencia activa, reactiva y configuración de la red. Entran y salen elementos. Se producen transitorios. Las protecciones deben distinguir qué deben eliminar y qué deben soportar.
Por eso resultan importantes los modelos dinámicos de los generadores, reguladores de velocidad, sistemas de excitación y protecciones, para explicar el comportamiento de Tigaiga ante un apagón.
En el proyecto consolidado de 1.268 páginas no hemos localizado estudios completos de estabilidad transitoria, frecuencia o tensión que simulen el papel de esta instalación durante los incidentes graves que justifican su carácter de emergencia. Tampoco aparece cuantificada de manera completa su aportación de inercia, regulación, potencia reactiva o respuesta durante la reposición.
No afirmamos que esos estudios no puedan existir en otro documento administrativo.
Afirmamos algo mucho más concreto: no aparecen en el PDF sometido a nuestro análisis.
Tenerife ya sabe que salir de un cero no consiste en pulsar un botón
Tenemos experiencia real.
El 15 de julio de 2020 Tenerife sufrió un cero eléctrico completo. El informe publicado por Red Eléctrica explica cómo comenzó la reposición desde Candelaria y Granadilla, centrales que disponían de capacidad de arranque autónomo. (e·sios API)
Primero hubo que preparar la topología de la red y coordinar a los agentes.
Después se crearon dos islas eléctricas. Posteriormente comenzó a reponerse carga de manera progresiva mientras se energizaban subestaciones y se daba alimentación a centrales que carecían de arranque autónomo. Finalmente, ambas islas se sincronizaron.
Ese episodio enseña algo fundamental.
La reposición es una operación del sistema, no una propiedad aislada de un motor.
Una planta de emergencia será útil durante un cero si está integrada en un plan de reposición que diga dónde arranca, qué barra energiza, qué carga toma y cómo progresa.
Por eso los procedimientos de operación de Red Eléctrica regulan la seguridad y funcionamiento de los sistemas eléctricos no peninsulares. La frecuencia, la tensión, las contingencias y la coordinación forman parte de esa operación.
Una novedad de 2026 que hace todavía más pertinente la pregunta
Hay además una actualización importante.
El 14 de julio de 2026, el MITECO abrió un segundo concurso de potencia firme para los territorios no peninsulares. Para Tenerife-La Gomera se identificaban 230,5 MW adicionales de necesidad prevista para 2031. (Ministerio de Transición Ecológica)
Entre los criterios técnicos del nuevo procedimiento aparece expresamente la capacidad de autoenergización.
No debemos utilizar esta nueva convocatoria como si estableciera retroactivamente una obligación específica para el proyecto de Tigaiga.
Pero sí aporta una señal significativa.
El propio Ministerio reconoce que no todos los megavatios firmes valen lo mismo. La capacidad de arrancar y ayudar a reconstruir un sistema tiene valor propio.
Eso refuerza la pregunta que planteamos aquí.
Los posibles fallos comunes tampoco pueden ignorarse
La instalación concentra su evacuación mediante una subestación elevadora 20/11 kV y un transformador de potencia de 20/16 MVA ONAN/ONAF. Desde allí salen dos ternas subterráneas hacia una posición de la subestación Los Realejos de 20 kV. Así lo recoge también el anuncio oficial de información pública. (Gobierno de Canarias)
Eso no convierte el diseño de Tigaiga en incorrecto ante un apagón.
Pero obliga a analizar qué ocurre cuando falla precisamente un elemento compartido.
Ocho motores ofrecen modularidad frente al fallo de una unidad. Sin embargo, esa ventaja puede reducirse si todos dependen de determinados elementos comunes: evacuación, control, suministro de combustible, barras o transformador.
La fiabilidad de una planta de emergencia no puede medirse contando motores.
Debe analizarse el sistema completo.
Entonces, ¿puede evitar realmente un apagón?
La respuesta responsable es: no podemos afirmarlo con la documentación examinada.
Tampoco podemos afirmar lo contrario.
La planta podría contribuir a la cobertura, proporcionar generación síncrona y ofrecer potencia gestionable. El grupo auxiliar previsto mejora claramente sus posibilidades de arrancar durante una pérdida de alimentación exterior.
Pero entre eso y afirmar que puede «neutralizar» apagones existe todavía un espacio que debe llenarse con ingeniería.
Hace falta demostrar tiempos, secuencias, márgenes, comportamiento dinámico y coordinación con la red.
En nuestra investigación general sobre la planta de Los Realejos ya advertíamos que el problema no consiste en negar por principio cualquier generación de respaldo. Consiste en exigir que aquello que se presenta como solución de emergencia demuestre precisamente cómo funcionará durante la emergencia.
También hemos analizado por qué las baterías grid-forming y otras tecnologías deben formar parte de esa discusión. No porque una batería resuelva todos los problemas, sino porque debemos comparar servicios eléctricos y no únicamente megavatios instalados.
Qué debe aclarar la Administración antes de autorizar la planta
La exigencia puede resumirse en siete preguntas muy concretas:
- ¿Cuál es la secuencia cronometrada completa desde el cero de tensión hasta la entrega del primer MW a la red?
- ¿Qué cargas alimenta exactamente el grupo auxiliar de 100 kVA y cuál es su margen durante cada fase del arranque?
- ¿Puede el primer motogenerador establecer por sí mismo una referencia estable de tensión y frecuencia, o necesita recibir tensión exterior?
- ¿Qué modelos dinámicos y simulaciones demuestran su comportamiento durante variaciones graves de frecuencia y tensión?
- ¿Cómo se integrará la instalación en el Plan de Reposición del Sistema Eléctrico de Tenerife-La Gomera?
- ¿Qué ocurre ante el fallo del transformador de evacuación, la conexión de 20 kV u otros elementos comunes?
- ¿Qué diferencia existe, técnicamente demostrada, entre disponer de estos 14,8 MW y disponer realmente de una instalación eficaz para prevenir o recuperar un cero eléctrico?
La emergencia merece más ingeniería, no menos
A 9 de agosto de 2026, la última publicación oficial que hemos localizado sobre el expediente GE25/017 sigue siendo la información pública anunciada en mayo. No hemos encontrado posteriormente en BOC o BOE una resolución de autorización de esta instalación. (Gobierno de Canarias)
Es precisamente ahora cuando estas preguntas deben responderse.
Canarias necesita seguridad eléctrica. Tenerife necesita recursos firmes, reservas y capacidad de reposición. Negarlo sería desconocer cómo funciona un sistema insular.
Pero esa necesidad no rebaja el nivel de exigencia. Lo eleva.
Tigaiga ante un apagón no debe juzgarse por lo convincente que resulte la palabra «emergencia». Debe juzgarse por lo que la instalación pueda demostrar cuando desaparezca la tensión de la red y llegue el momento para el que, supuestamente, fue concebida.
Porque en un sistema eléctrico la seguridad no se proclama. Se calcula, se simula, se ensaya y se demuestra.
¿Tú qué opinas? Te leo en los comentarios.
Álvaro Medina
Seudónimo editorial de la persona responsable de Canarias Sostenible.
alvaro.medina@canarias-sostenible.es
