El apagón en La Gomera pone de manifiesto la fragilidad de la infraestructura eléctrica insular
La isla de La Gomera ha sufrido un serio episodio de fallo generalizado del suministro eléctrico, conocido técnicamente como cero energético, que dejó sin electricidad a más de 15 600 clientes alrededor de las 12:13 horas del 18 de enero, tras una desestabilización de uno de los generadores de la central térmica de El Palmar que provocó la caída en cascada del resto de los grupos de generación. El suministro fue restablecido al 100 % en menos de tres horas, tras la activación progresiva de los grupos electrógenos y la reposición de la red, pero el incidente ha reabierto el debate técnico sobre la estructura y resiliencia del sistema eléctrico gomero.
Este suceso recuerda al apagón que afectó a toda la isla en julio de 2023, cuando un incendio en la misma central de El Palmar causó un cero energético que mantuvo a La Gomera sin electricidad durante más de 37 horas, lo que llevó a la sanción con 12,1 millones de euros por parte del Gobierno de Canarias a la empresa eléctrica responsable por no mantener adecuadamente las instalaciones y por interrumpir el suministro fuera de los supuestos legales previstos.
Desde una perspectiva ingeniería eléctrica, ambos incidentes ponen de relieve los problemas estructurales del sistema insular, que históricamente ha dependido de una generación térmica interna concentrada en una sola central con capacidad limitada de respaldo. La configuración actual, sin una interconexión robusta con las redes de otras islas, hace que cualquier fallo en los grupos generadores o en el sistema de control de planta pueda provocar la pérdida completa de la generación sincronizada y, por tanto, del suministro en toda la isla, como ha ocurrido en enero de 2026.
Técnicamente, la estabilidad de un sistema eléctrico aislado como el de La Gomera exige mecanismos de redundancia y reserva de potencia que permitan mantener el equilibrio entre generación y demanda ante la indisponibilidad de uno o varios grupos de generación. La ausencia de esta redundancia —reforzada por la falta de enlaces de transmisión externos temporales— convierte a la isla en un sistema de muy baja inercia, donde un deslastre de generadores puede traducirse en una caída total de la frecuencia y, por tanto, en un apagón completo.
Inversiones y modernización de la red
Las autoridades y técnicos del sector han señalado que este nuevo cero energético evidencia la urgente necesidad de inversión en infraestructuras y en modernización de la red. En julio de 2025, Red Eléctrica de España (REE) finalizó la construcción de la subestación El Palmar de 66 kV, con una inversión de unos 15 millones de euros, como parte de las obras del enlace submarino eléctrico entre Tenerife y La Gomera, cuya entrada en servicio está prevista para 2025. Esta interconexión, una vez operativa, permitirá trasladar energía desde la red más estable y con mayores reservas de Tenerife, reduciendo la dependencia de generación local y aumentando la estabilidad ante fallos de planta.
Sin embargo, la reciente recurrencia de apagones subraya que las mejoras propuestas o en construcción no han sido aún suficientes para dotar al sistema de la robustez operativa necesaria. El retraso en la entrada en operación de la interconexión submarina y la concentración de generación en una única central térmica sin respaldo externo han sido identificados por expertos como factores críticos que deben ser abordados con prioridad en la planificación de inversiones y operaciones del sistema eléctrico insular.
Ingenieros de sistemas eléctricos señalan que, además de la interconexión, La Gomera necesita una diversificación de fuentes de generación y la incorporación de tecnologías de almacenamiento energético, como baterías de gran escala y plantas híbridas renovables-convencionales, que puedan estabilizar la frecuencia y proveer reserva giratoria en situaciones de fallo de generación. Esto es especialmente relevante ante condiciones meteorológicas adversas —como las rachas de viento asociadas a borrascas — que pueden afectar tanto a la operación de las plantas térmicas como a las redes de distribución.
La repetición de ceros energéticos a pesar de las inversiones parciales y las sanciones administrativas ha llevado a la comunidad técnica a reclamar un plan integral de modernización de la infraestructura eléctrica de la isla, que incluya no solo el enlace con Tenerife, sino también la instalación de sistemas automáticos de recuperación de fallos (ARCs), sistemas de control de frecuencia más sofisticados y una mayor capacidad de respaldo. Este enfoque, combinando interconexión, diversificación de generación y modernización de redes y sistemas de control, es considerado por los expertos como la base para reducir significativamente la probabilidad de futuros apagones totales en La Gomera.
El incidente del domingo, con un restablecimiento relativamente rápido del suministro, contrasta con el impacto del apagón de 2023, pero refuerza el mensaje de que la isla aún no dispone de una infraestructura energética resiliente ante fallos internos significativos. La conclusión técnica general es que, sin completar las inversiones pendientes en interconexiones y sistemas de respaldo, así como sin un incremento de la capacidad de respuesta ante fallos de planta, La Gomera seguirá siendo vulnerable a apagones generales ante la menor perturbación significativa en su sistema eléctrico.
