Central térmica de Los Guinchos, en Breña Alta (La Palma), la única central térmica de la isla.
La Palma sufrió el lunes, 2 de noviembre, su segundo cero energético en 17 meses. A las 04:10 disparó la línea de 66 kV Guinchos-Valle, la única de transporte de la isla, y dejó sin luz a 17.624 clientes, según los datos de Endesa que recoge Canarias7. A las 06:38 se desconectaron todos los grupos térmicos de la central de Los Guinchos y la isla entera, con 50.508 suministros, se quedó a oscuras. Red Eléctrica dio el servicio por repuesto al 100 % a las 10:26 tras «problemas iniciales en el arranque de algunas de las unidades de generación» y atribuye el origen, de forma provisional, al fuerte temporal. La causa sigue en investigación.
Es el quinto cero insular en los sistemas eléctricos no peninsulares desde mayo de 2025. Antes cayeron La Palma el 10 de junio de 2025, La Gomera el 18 de enero de este año, Lanzarote y La Graciosa el 3 de octubre y Ceuta el 21 de octubre. A esa lista se suman cortes parciales de gran tamaño, como el de Tenerife del 1 de noviembre, que afectó a más de 160.000 clientes durante 27 minutos, o el que dejó sin luz a 33.500 clientes de Las Palmas de Gran Canaria en julio de 2025.
Con los datos disponibles no se puede afirmar que estos apagones sean hoy más frecuentes que hace una década. No existe un registro oficial de ceros energéticos y el recuento hay que hacerlo con notas de prensa y comunicados. Según la recopilación de RTVC, entre 2016 y 2020 hubo seis o siete ceros insulares, entre ellos el de Tenerife de 2019, frente a unos dos entre 2021 y 2024. El repunte de los últimos 18 meses es claro, pero la muestra es pequeña y no supera con holgura el periodo anterior.
Los datos permiten documentar la fragilidad de estos sistemas, que funcionan con muy poco margen de reserva y en los que la mayoría de los apagones recientes arranca en una central o en una línea sin alternativa. Más difícil es seguirla en las estadísticas oficiales. El índice del Ministerio que medía todas las interrupciones que sufre el cliente dejó de publicarse con los datos de 2021, y el que sigue publicando Red Eléctrica no recoge los fallos que nacen en la generación.
Un parque térmico sin relevo
En casi todos los ceros recientes, un sistema pequeño perdió un grupo o una línea y el resto del parque no pudo sostener la frecuencia. El 10 de junio de 2025, en La Palma, bastó el disparo de una turbina de gas de 11,7 MW que funcionaba con gasóleo cuando la reserva disponible era de 3 MW, según El País. En Lanzarote, el fallo del 3 de octubre arrancó en la subestación de Mácher, de Red Eléctrica, pero la central de Punta Grande perdió toda su generación y la isla cayó, salvo la zona de Playa Blanca, que sostuvo el enlace con Fuerteventura en servicio desde 2022. Ceuta se quedó a cero dos meses después de conectarse a la península, por un incidente en la subestación de Algeciras que cortó el enlace.
El relevo de esas centrales avanza despacio y es que el primer concurso de potencia firme para los territorios no peninsulares se convocó en julio de 2024 y se resolvió en febrero de 2026. Según el Ministerio para la Transición Ecológica, adjudicó 78 grupos y más de 1.450 MW, de ellos 62 grupos y más de 1.000 MW en Canarias. Endesa renunció a 18 proyectos en La Gomera, La Palma, El Hierro, Lanzarote y Jinámar, y en esas islas solo quedan extensiones de vida útil, de modo que Los Guinchos se queda sin renovación. El segundo concurso, lanzado el pasado julio de 2026, busca 820,5 MW para 2031, de los que 52 MW corresponden a La Palma, y penaliza los grupos canarios que superen los 40 años de edad en esa fecha.
Mientras tanto, la cobertura se sostiene con medidas de emergencia. La Orden TED/433/2024 cifró en 269 MW el déficit de potencia en Canarias, y Red Eléctrica ya había avisado del riesgo para el suministro en las islas. El régimen retributivo adicional de estos sistemas costó unos 1.650 millones de euros en 2025, pagados a medias entre el sistema eléctrico y los Presupuestos Generales del Estado. Las baterías que podrán competir con las térmicas y la central de bombeo de Güímar llegarán de forma escalonada, igual que los nuevos enlaces. La Gomera funciona como un sistema único con Tenerife desde el 1 de julio, a través de un cable de 66 kV y 50 MW, y Ceuta quedó conectada a la península en agosto, mientras que La Palma y El Hierro siguen aisladas.
La demanda vuelve a crecer, sobre todo en Lanzarote y Fuerteventura
El consumo canario está en niveles de hace casi una década. Según el ISTAC, Canarias consumió 8,93 TWh en 2025, prácticamente lo mismo que en 2017 y por debajo del máximo de 9,32 TWh de 2008. El crecimiento del 12,12 % desde 2020 que aparece al comparar con aquel año se explica sobre todo por la caída de la pandemia. En La Palma, la demanda de 2025 fue un 2,92 % inferior a la de 2019.
Este año la demanda ha vuelto a acelerarse: entre enero y septiembre de 2026 sube un 2,02 %, hasta 6,76 TWh, el mayor valor para ese periodo desde 2008, con Fuerteventura (5,21 %) y Lanzarote (3,67 %) por delante. La Palma crece un 1,32 %, con el mismo parque de generación y un relevo que depende de un concurso con horizonte en 2031.
Qué miden los indicadores oficiales
TIEPI, NIEPI, ENS y TIM
El TIEPI (tiempo de interrupción equivalente de la potencia instalada) y el NIEPI (número de interrupciones equivalente) miden, en horas y en número de cortes, lo que sufre el cliente en media tensión por cualquier causa, siempre que la interrupción supere tres minutos. Los define la Orden ECO/797/2002, los calculan las distribuidoras (en Canarias, Endesa) y los publicaba el Ministerio por provincias y por causas: generación, transporte, terceros, fuerza mayor y propias de la distribuidora.
La ENS (energía no suministrada) y el TIM (tiempo de interrupción medio, que divide la ENS entre la potencia media del sistema y se expresa en minutos) los publica Red Eléctrica cada año para cada sistema. Solo cuentan las interrupciones causadas por incidentes en la red de transporte, así que un cero que empieza en una central no entra en esas cifras.
Las distribuidoras tienen que enviar cada año al Ministerio, antes del 30 de junio, sus datos de continuidad del suministro por municipio, con una columna específica para las horas de corte imprevistas por generación, como recoge la página de calidad de servicio del MITECO. Esa información existe, pero la consulta pública de índices zonales (GECOS) termina en 2021 y para 2022 y 2023 devuelve tablas vacías. Actualmente no existe una explicación oficial del corte de la serie.
La serie que sí está publicada muestra cómo se reflejaban los apagones. En la provincia de Santa Cruz de Tenerife, el TIEPI pasó de 1,34 horas en 2018 a 6,75 horas en 2019, año del cero de Tenerife, de las que 5,68 horas se atribuyeron al transporte. En 2021 llegó a 6,74 horas, con 5,45 horas por fuerza mayor en el año de la erupción de La Palma. La provincia de Las Palmas se mantuvo cerca de una hora.
Red Eléctrica sigue publicando su métrica, limitada al transporte. Según sus informes del sistema eléctrico, la energía no suministrada en Canarias por fallos de transporte fue de 33 MWh en 2021, 415 MWh en 2022 (sobre todo por una avería en la línea de 66 kV Las Salinas-Gran Tarajal, en Fuerteventura), 24 MWh en 2023, 2 MWh en 2024 y 6 MWh en 2025. Red Eléctrica es el operador de estos sistemas insulares y el transportista único, y publica notas el día de cada incidente, pero Day-Ahead News no ha encontrado en su web un registro de ceros energéticos ni una estimación de la energía que no llegó al cliente cuando el fallo nace en una central.
La estimación de Day-Ahead News
Para medir el tamaño del hueco, Day-Ahead News ha estimado con un método sencillo la energía no suministrada en cada cero energético o corte insular que no tuvo su origen en la red de transporte. Se toma la potencia media de cada isla, se multiplica por la parte de los clientes afectados y por la duración del corte. El límite bajo supone que el servicio vuelve de forma progresiva y cuenta la mitad de la duración, el alto cuenta la duración completa. Como varios cortes ocurrieron de madrugada, con una demanda inferior a la media, el resultado puede estar algo inflado. Quedan fuera los apagones de origen en el transporte, que ya recoge Red Eléctrica: Lanzarote, Tenerife, Ceuta y la primera fase del corte de La Palma del 2 de noviembre, la de las 04:10.
Con ese cálculo, el cero de La Palma del 10 de junio de 2025 dejó sin suministrar entre 50,75 y 101,51 MWh, entre 8 y 17 veces los 6 MWh que Red Eléctrica registró para toda Canarias en ese año. Sumando el corte parcial del 8 de mayo, que Endesa atribuyó de forma provisional a un fallo en dos grupos de Los Guinchos, el total de 2025 queda entre 60,79 y 121,59 MWh. En 2023, el cero energético de La Gomera provocado por el incendio de la central de El Palmar, que se prolongó unas 56 horas, supone entre 214,45 y 428,89 MWh, frente a 24,05 MWh registrados. En lo que va de 2026, los ceros de La Gomera y La Palma suman entre 67,54 y 135,10 MWh; Red Eléctrica aún no ha publicado su dato del año.
Traducido a horas, un cliente medio de La Palma perdió en 2025 entre 2,10 y 4,19 horas de luz por estos dos cortes, y el cero energético del 2 de noviembre añade entre 1,90 y 3,80 horas en 2026. El TIEPI medio de Canarias, con todas las causas, fue de 1,17 horas en 2017.
Baleares, la otra cara
Baleares no ha tenido ningún cero insular desde mayo de 2025, pero su red de distribución ha acusado un crecimiento de la demanda mucho más rápido que el canario. Según los datos de Red Eléctrica, entre enero y septiembre de 2026 las islas consumieron 5.253 GWh, un 6,45 % más que en el mismo periodo de 2025. En agosto la demanda balear subió un 16,4 %, un 15,4 % una vez corregidos los efectos de laboralidad y temperatura, y el enlace con la península cubrió el 23,5 % del consumo, según la nota mensual de Red Eléctrica.
El verano trajo cortes casi diarios en la distribución de Ibiza, para los que Endesa admitió que todavía buscaba «un factor común», mientras los instaladores de la isla hablaban de transformadores al límite y el doble de averías. La distribuidora anunció en septiembre cerca de 17 millones de euros y 77 actuaciones en la red de Ibiza y tiene un plan de 15,2 millones para Menorca, ambos para 2027-2030. Ninguno de esos cortes aparece en la ENS de Red Eléctrica, que en Baleares fue de 36 MWh en 2025, y el TIEPI que los recogería tampoco se publica.
