EN 30 SEGUNDOS
- ¿Qué ha pasado? El consejero de Transición Ecológica y Energía de Canarias, Mariano H. Zapata, ha cifrado en su comparecencia parlamentaria en más del 15% la energía renovable que se pierde cada año en el archipiélago.
- ¿Quién está detrás? El Gobierno de Canarias, a través de la Consejería de Transición Ecológica y Energía, y las instalaciones de bombeo Salto de Chira, en Gran Canaria, y la futura central de Güímar, en Tenerife.
- ¿Qué impacto tiene? Los 400 megavatios de almacenamiento previstos permitirían aprovechar la producción eólica y solar que hoy se pierde y reducir la dependencia de los combustibles fósiles en las islas.
Canarias desaprovecha más del 15% de la energía renovable que genera y busca en el almacenamiento la forma de no perderla.
Más de un 15% de energía limpia que se queda por el camino
La cifra la puso sobre la mesa el consejero de Transición Ecológica y Energía, Mariano H. Zapata, durante su comparecencia en el Parlamento de Canarias. Los vertidos de energía renovable superan el 15% en el archipiélago, según detalló, y corresponden a producción que no puede aprovecharse en determinados momentos por las limitaciones de integración del sistema eléctrico, tal y como defiende el Gobierno de Canarias.
La producción eólica y fotovoltaica no siempre coincide con las horas de mayor consumo. Cuando el sistema no puede absorberla, se pierde. Canarias genera energía limpia que no puede usar cuando la necesita. «El trabajo no consiste únicamente en producir más energía renovable, sino en poder aprovecharla cuando el sistema la necesita», subrayó Zapata, que defendió combinar tecnologías y adaptar cada solución a las condiciones de cada isla.
La herramienta más potente para conseguirlo es el bombeo hidroeléctrico. Estas centrales usan la electricidad sobrante para elevar agua desde un depósito inferior hasta otro situado a mayor altura y la turbinan después, cuando la red la reclama. En El Hierro, Gorona del Viento es la instalación de referencia: en 2025 la isla cubrió toda su demanda eléctrica con renovables durante más de mil horas. En Gran Canaria, Salto de Chira prevé 200 megavatios de turbinación y una capacidad de 3.500 megavatios hora. En Tenerife, la futura central de Güímar aportará otros 200 megavatios. Entre las dos sumarán 400 megavatios de potencia de almacenamiento.
Dónde se guarda la energía: baterías, bombeo y autoconsumo
El mapa no se completa igual en todas las islas. En La Palma, un estudio encargado al Instituto Tecnológico de Canarias plantea una primera fase de 30 megavatios de potencia y 600 megavatios hora de capacidad, con la Laguna de Barlovento como alternativa prioritaria; la propuesta exige completar los estudios y los procedimientos correspondientes. En Lanzarote y Fuerteventura se han analizado opciones de bombeo sin resultado por el momento: las características geográficas y la configuración de cada sistema eléctrico condicionan la viabilidad de estas instalaciones. La conexión entre Tenerife y La Gomera, en servicio desde el 1 de julio de 2026, añade una garantía más a esa evolución.
No todo el almacenamiento pasa por grandes embalses. Las baterías asociadas a parques eólicos y fotovoltaicos permiten guardar parte de la energía producida y entregarla después, lo que reduce el desfase entre generación y demanda. En La Gomera se han autorizado tres proyectos vinculados a los parques de Jedey, Las Tricias y La Sabina, en San Sebastián de La Gomera, con 2 megavatios de potencia cada uno. Su despliegue depende de las condiciones regulatorias aplicables a a los sistemas eléctricos no peninsulares: la Consejería ha presentado alegaciones a la modificación del Real Decreto 738/2015, actualmente en tramitación.
Canarias no necesita solo más molinos y más placas solares: necesita aprender a guardar la luz que ya produce y que hoy se pierde entre islas.
El otro frente es el autoconsumo. Las baterías instaladas junto a paneles fotovoltaicos de viviendas empresas y edificios públicos permiten usar la energía solar cuando los paneles ya no generan electricidad. Los datos que maneja la Consejería dibujan el salto: de unos 136 megavatios de potencia fotovoltaica de autoconsumo en 2023 a más de 302 megavatios en junio de 2026, repartidos en 24.817 instalaciones. El autoconsumo se ha más que duplicado en apenas tres años.
El Pulso Territorial
Canarias gobierna en coalición: el presidente Fernando Clavijo (Coalición Canaria) sostiene un ejecutivo junto al PP desde 2023, con un Parlamento fragmentado en el que cada ley exige negociar. La transición energética es uno de los asuntos donde esa geometría se nota menos, porque el diagnóstico lo comparten gobierno y oposición: el archipiélago tiene siete sistemas eléctricos aislados y ningún territorio comparable en Europa con esa dispersión. La comparación con la península ilustra el problema. Allí la red opera interconectada en un único sistema; aquí cada isla funciona como un sistema propio que debe resolver su equilibrio por separado.
No es una foto fija. El Hierro demostró con Gorona del Viento que la fórmula funciona a escala reducida, y el autoconsumo da la medida del cambio social: 302 megavatios en junio de 2026 frente a los 136 de 2023. El riesgo está en el calendario regulatorio. Zapata lo reconoció en sede parlamentaria: la modificación del Real Decreto 738/2015 sigue en tramitación y de ella dependen las condiciones económicas de las baterías en Canarias. Sin ese marco, los 400 megavatios de bombeo avanzan con paso firme pero lento. Salto de Chira y Güímar tienen potencia asignada y plazos propios de obra, mientras el estudio de Barlovento espera los trámites. Las próximas elecciones autonómicas, previstas para mayo de 2027, marcarán si esta hoja de ruta se mantiene o se reescribe.
Ficha Autonómica
- El caso: Canarias, con siete sistemas eléctricos aislados, pierde más del 15% de la energía renovable que produce por falta de capacidad de almacenamiento.
- Datos importantes: 400 megavatios sumarán Salto de Chira (200 MW y 3.500 MWh) y Güímar (200 MW); La Palma estudia 30 MW y 600 MWh en Barlovento; el autoconsumo pasó de 136 MW en 2023 a 302 MW en junio de 2026.
- Resumen: La Consejería ha presentado alegaciones al Real Decreto 738/2015, aún en tramitación. El despliegue de baterías y bombeo queda pendiente de ese marco regulatorio y de los trámites de cada proyecto.
