La Administración ha concluido el concurso para asignar retribución adicional a nueva generación en los territorios no peninsulares. En esa decisión, Canarias ocupa el centro del tablero por una razón evidente: los diagnósticos técnicos mantienen abiertas señales de fragilidad en la cobertura del suministro.
La resolución incorpora criterio de contención. Se añade potencia gestionable donde resulta imprescindible, pero se evita una expansión indiscriminada en sistemas aislados con menor elasticidad operativa.
Qué cambia en la planificación insular
El principio aplicado ahora prioriza la necesidad efectiva de cada sistema, no la capacidad potencial total.
Esa orientación responde a una combinación de factores conocidos por el operador. Una parte del parque convencional acumula años de servicio, existen riesgos de indisponibilidad en unidades térmicas y la respuesta ante incidentes graves es más limitada en redes pequeñas.
Cobertura suficiente en términos de demanda, margen más estrecho en reserva
Los informes técnicos sostienen que la potencia convocada permite atender la demanda prevista, aunque no asegura en todo momento el nivel de reserva requerido para blindar cada hora del año. El refuerzo reduce la tensión, pero no elimina por completo la posibilidad de incidencias de suministro en escenarios adversos.
Resultado del concurso: liderazgo de Endesa y presencia de otros operadores
La asignación sitúa a Endesa como protagonista en volumen adjudicado con un 65% de los proyectos en Canarias. También aparecen DISA y Sampol entre las empresas con capacidad reconocida, que gracias a esta subasta entran a actuar en un terreno que antes dominaba Endesa.
Endesa obtiene posiciones relevantes en varios sistemas insulares, con nuevas unidades y ampliaciones distribuidas entre distintas islas. El resultado consolida su protagonismo en la generación térmica extrapeninsular, pero admite a otros entrar en juego.
Proyectos no seleccionados, desistimientos y disciplina de costes
El cierre del procedimiento también deja expedientes fuera. No todos quedaron excluidos por la misma causa, ya que en algunos casos hubo retirada previa de propuestas.
Ese movimiento encaja en un contexto regulatorio exigente. La CNMC mantiene una línea de control orientada a limitar sobrecostes del sistema eléctrico, y ese criterio condiciona qué inversiones superan el filtro final.
Riesgo añadido: posibles cierres de grupos sin adjudicación
Algunas plantas que no obtuvieron potencia adicional podrían solicitar la baja. Si esa salida de unidades se produjera sin sustitución efectiva, aumentaría la vulnerabilidad del sistema.
Para evitarlo, la norma impone una salvaguarda: cualquier pérdida del régimen retributivo queda vinculada a un informe previo que certifique que la decisión no deteriora la garantía de suministro del sistema afectado.
¿Qué requisitos de inversión deben cumplir los nuevos grupos generadores?
En el marco del procedimiento de concurrencia competitiva para los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares, los nuevos grupos generadores deben cumplir con requisitos específicos relacionados con su respaldo financiero y su encaje dentro de la planificación del sistema:
Garantía económica obligatoria: Los solicitantes deben constituir una garantía económica cuyo valor sea, como mínimo, el 2% del valor estándar de la inversión que corresponda asignar a cada nuevo grupo,. El incumplimiento de este porcentaje mínimo es motivo de exclusión definitiva del procedimiento, como ocurrió con los proyectos de la empresa Totisa Energía, S.L. en Gran Canaria y Tenerife,.
Asignación de valor estándar: Cada nuevo grupo tiene asignado un «valor estándar de la inversión» de conformidad con lo establecido en la Resolución de 21 de junio de 2024 de la Secretaría de Estado de Energía y diversas órdenes ministeriales (como la Orden TED/1315/2022 y la Orden TED/430/2024).
Horizonte temporal: Aunque las fuentes distinguen entre nuevos grupos y extensiones de vida útil, todos los proyectos deben estar alineados con las necesidades de potencia adicional térmica para el año 2028.
Es importante diferenciar estos requisitos de los aplicados a las «extensiones de vida útil», las cuales se permiten específicamente sin inversión por razones de eficiencia económica, siempre que el fin de su vida útil regulatoria se sitúe en el horizonte 2025-2029,. En cambio, para los grupos que sí implican una nueva infraestructura, el respaldo del 2% de la inversión prevista es el requisito de solvencia económica fundamental detallado en la resolución.
El perfil de demanda de 2025 refuerza la cautela sobre el suministro
Los datos de demanda mensual en Canarias durante 2025 muestran un patrón estable y exigente, con niveles elevados durante todo el año y repuntes visibles en los meses de verano.
El mayor volumen se concentra en Tenerife y Gran Canaria, mientras que el resto de sistemas mantiene una aportación más reducida, aunque operativamente sensible en redes aisladas. En este contexto, la incorporación de nueva potencia mejora la cobertura, pero la seguridad eléctrica no depende solo del consumo agregado mensual, también exige reserva operativa suficiente y alta disponibilidad de grupos en las horas más críticas. Por eso, el gráfico respalda la conclusión de la resolución: hay avance en ciclos combinados y fuel, pero persiste un margen de riesgo que obliga a mantener vigilancia regulatoria y operativa continua.
En Resumen
La subasta introduce mejoras reales y ordena la expansión con una lógica más prudente. Sin embargo, la estructura eléctrica insular mantiene restricciones que impiden dar por cerrado el frente de la seguridad de suministro.
El balance es nítido. Hay avance operativo, pero la cobertura robusta en todas las horas sigue dependiendo de vigilancia técnica, gestión regulatoria fina y estabilidad de los grupos disponibles.
