La entrada en funcionamiento del cable submarino entre la Península y Ceuta permitirá cubrir hasta el 87% de la demanda eléctrica ceutí con energía peninsular.
La central térmica de Endesa en Ceuta reducirá drásticamente su actividad, lo que supondrá una caída de hasta el 87% en sus ingresos por generación eléctrica.
La central térmica se mantendrá como capacidad de reserva para garantizar el suministro en caso de fallo del cable submarino, recibiendo retribución fija por operación y mantenimiento.
El régimen retributivo actual asegura ingresos fijos a la central, pero la parte variable vinculada al combustible y la producción efectiva se reducirá considerablemente.
La entrada en funcionamiento del cable submarino que conecta la Península con Ceuta el próximo 1 de noviembre transformará por completo el papel de la central térmica de Endesa en la ciudad autónoma, que lleva más de cuatro décadas funcionando.
La interconexión permitirá que hasta el 87% de la demanda eléctrica ceutí pueda cubrirse con la producción peninsular, ya que hasta ahora el 100% proviene de la térmica local (fuelóleo y gas natural).
La consecuencia será una reducción de la generación de la central de Endesa y, con ella, de los ingresos asociados a su actividad de generación y al consumo de combustible.
"Normalmente, las centrales térmicas de los territorios no peninsulares reciben una retribución regulada que incluye una compensación por la amortización de la inversión y otra por la retribución financiera", señala a EL ESPAÑOL/Invertia Javier Revuelta, vicepresidente de Power & Renewables Consulting en Wood Mackenzie.
"En el caso de las instalaciones térmicas, el Real Decreto 738/2015 establece con carácter general una vida útil regulatoria de 25 años".
"La tasa de retribución financiera se aplica sobre el valor neto de la inversión y se revisa por periodos regulatorios", puntualiza el experto.
Esto es, dejará de percibir ingresos por la venta de la electricidad generada, pero se mantendrá su retribución fija. Está bajo el régimen retributivo adicional que diferencia entre una retribución por costes fijos y otra por costes variables.
Energía de respaldo
El Gobierno ha establecido expresamente que la instalación deberá poder continuar como capacidad de reserva cuando exista una indisponibilidad transitoria de alguno de los cables.
El Real Decreto-ley 18/2026 señala que el nuevo régimen de funcionamiento del enlace permitirá reducir "drásticamente" el empleo de los grupos de generación fósil de Ceuta, pero garantizará simultáneamente la continuidad de la central existente como respaldo del sistema.
El nuevo enlace, de 132 kV y dos circuitos, permitirá integrar el sistema eléctrico ceutí en el sistema peninsular. La conexión está diseñada para reducir las necesidades de generación instalada en Ceuta y los costes globales de generación. Cada circuito cuenta con una capacidad planificada de transporte de 80 MVA.
El artículo 22 del RD 738/2015 establece que la retribución por costes fijos de cada grupo se calcula teniendo en cuenta, entre otros elementos, la potencia disponible en cada hora.
El artículo 24, a su vez, establece que la anualidad de la retribución fija está formada por un término de retribución por inversión y otro correspondiente a los costes fijos de operación y mantenimiento.
Por tanto, la llegada del cable no elimina automáticamente la remuneración de la central. Lo que previsiblemente se verá más afectado será la parte ligada a su funcionamiento efectivo: cuanto menos genere, menor será el volumen de combustible utilizado y menor será la retribución asociada a los costes variables de generación.
El régimen regulatorio continúa vigente para el actual periodo regulatorio 2026-2031. La Orden TED/30/2026 establece los parámetros técnicos y económicos utilizados para calcular la retribución de la producción eléctrica en los territorios no peninsulares, incluidos Ceuta y Melilla.
El coste del combustible
Según Revuelta, la partida que puede reducirse sustancialmente con la entrada en funcionamiento del cable es el coste auditado del combustible, que se actualiza periódicamente.
El BOE continúa publicando en 2026 parámetros específicos relacionados con los combustibles empleados en estos sistemas eléctricos, una muestra de que el régimen retributivo sigue aplicándose a las centrales extrapeninsulares.
El cambio fundamental será, por tanto, de función.
"La central se deberá mantener con pago de operación y mantenimiento aunque no opere, porque se activa el sistema N-1, es decir, es una central de respaldo por si falla el cable submarino", señala Revuelta.
El concepto N-1 significa, en este contexto, que el sistema debe poder mantener el suministro ante la pérdida de uno de sus elementos principales. La regulación aprobada específicamente para la conexión Península-Ceuta contempla precisamente la continuidad de la central existente como capacidad de reserva ante una indisponibilidad temporal de alguno de los cables.
De esta manera, el sistema eléctrico de Ceuta pasará de apoyarse fundamentalmente en la generación térmica local a utilizar prioritariamente la interconexión con la Península y mantener los grupos de Endesa disponibles para situaciones en las que el enlace no pueda prestar servicio.
Cuántos MW y cuánto tiempo
Para el experto en Energía, la cuestión que queda por resolver es cuánta potencia de la central será necesaria como respaldo y durante cuánto tiempo deberá mantenerse su régimen económico.
"El problema es qué va a hacer el Gobierno cuando finalicen los 25 años de retribución. Nadie ha dicho nada al respecto", apunta.
Tanto fuentes ministeriales contactadas por este diario como fuentes cercanas a Endesa desconocen cómo se va a proceder al respecto.
"Endesa probablemente asumirá una pérdida del margen asociado a la operación de la central al reducirse su actividad en más de un 85%, pero el regulador deberá determinar previamente cuántos MW están obligados a mantener como respaldo y cuántos años de amortización se va a alargar para esa central", se pregunta el responsable de Wood Mackenzie.
La cuestión es especialmente relevante porque el RD 738/2015 establece mecanismos específicos para calcular la vida útil regulatoria y la anualidad correspondiente, pero los grupos que conforman la central de Endesa han superado ampliamente los 25 años de operación (a excepción de los dos últimos de los 13 que tiene, que son de 2008 y 2010).