Canarias instala aerogeneradores y placas solares para reducir su dependencia de los combustibles fósiles, pero una parte de la electricidad que producen esas instalaciones no llega a aprovecharse porque el sistema carece de capacidad suficiente para almacenarla y utilizarla cuando hace falta. El problema, que el Gobierno autonómico sitúa por encima del 15% de la producción renovable, pone de manifiesto una de las principales limitaciones de la transición energética en un archipiélago donde cada isla dispone de un sistema eléctrico con particularidades propias y una capacidad limitada para intercambiar energía con el exterior.

El consejero de Transición Ecológica y Energía, Mariano Hernández Zapata, abordó este martes en el Parlamento de Canarias la necesidad de ampliar el almacenamiento energético, en una comparecencia solicitada por el diputado de la Agrupación Socialista Gomera Jesús Ramos. La posición del Ejecutivo es que no basta con aumentar la potencia eólica y fotovoltaica instalada si la red no puede absorber toda la generación disponible en determinados momentos y conservar sus excedentes para las horas en las que la producción disminuye o la demanda crece.

El almacenamiento permite precisamente salvar esa distancia entre producir electricidad y necesitarla. Cuando el viento sopla con fuerza o las instalaciones solares generan más energía de la que puede consumir el sistema, las baterías pueden conservar una parte del excedente para devolverla posteriormente a la red. En las centrales hidroeléctricas de bombeo, el mecanismo consiste en utilizar electricidad para elevar agua hasta un embalse situado a mayor altura y liberarla después a través de turbinas cuando se necesita generar energía. Sin estas soluciones, una parte de la producción renovable puede tener que limitarse para mantener el equilibrio entre generación y demanda.

La estrategia energética del Gobierno de Canarias contempla distintas alternativas en función de las condiciones geográficas de cada isla. El ejemplo más avanzado es Gorona del Viento, en El Hierro, donde la combinación de energía eólica y almacenamiento hidroeléctrico ha permitido cubrir el 100% de la demanda eléctrica insular con fuentes renovables durante más de 1.000 horas en 2025, según los datos expuestos por el consejero. El resultado demuestra que es posible alcanzar periodos prolongados de suministro renovable en un sistema insular, aunque no significa que la isla funcione exclusivamente con energías limpias durante todo el año.

En Gran Canaria, la principal infraestructura proyectada es la central hidroeléctrica reversible de Salto de Chira, promovida por Red Eléctrica y actualmente en construcción. La compañía cifra en 200 megavatios su potencia de turbinación y en unos 3,6 gigavatios hora su capacidad de almacenamiento, con una instalación que aprovechará los embalses de Chira y Soria. Su función será recoger parte de los excedentes renovables y devolverlos al sistema cuando resulte necesario, además de aportar estabilidad y seguridad al suministro eléctrico de la isla.

Tenerife cuenta con otro proyecto de gran envergadura en Güímar, donde el Ejecutivo autonómico trabaja en una futura central de bombeo de unos 200 megavatios. La iniciativa se plantea en un sistema eléctrico que desde este año está conectado con La Gomera mediante una línea submarina de 36 kilómetros, cuya construcción concluyó Red Eléctrica en febrero. La interconexión permite que ambas islas formen un subsistema eléctrico y facilita que Tenerife aproveche los excedentes renovables gomeros, al tiempo que refuerza la seguridad del suministro y reduce la dependencia de la generación convencional.

La Palma también estudia la posibilidad de incorporar almacenamiento hidroeléctrico, con una instalación preliminar de unos 30 megavatios y 600 megavatios hora de capacidad, para la que se analiza la viabilidad de utilizar la laguna de Barlovento. El proyecto se encuentra todavía en una fase de estudio y necesitará completar los análisis técnicos y ambientales antes de determinar su configuración definitiva.

La situación es diferente en Lanzarote y Fuerteventura, donde la ausencia de desniveles adecuados dificulta el desarrollo de centrales de bombeo comparables a las previstas en Gran Canaria o Tenerife. El Gobierno autonómico plantea para ambas islas alternativas que incluyen sistemas de baterías asociados a parques eólicos y fotovoltaicos, una solución que permitiría almacenar parte de la producción en las horas de mayor generación y utilizarla después, sin necesidad de disponer de grandes embalses a distintas cotas.

La incorporación de baterías a las instalaciones renovables ya está en marcha, aunque todavía a una escala insuficiente para resolver el conjunto del problema. En Tenerife, la instalación de almacenamiento de Arico combina una planta fotovoltaica de ocho megavatios con baterías de ocho megavatios hora y constituye, según la Consejería, una referencia para el desarrollo de nuevos proyectos en el archipiélago. En La Gomera, el Ejecutivo ha tramitado instalaciones de almacenamiento vinculadas a parques eólicos, mientras que el Boletín Oficial de Canarias ha publicado durante las últimas semanas nuevos proyectos de baterías en Tenerife, entre ellos sistemas de varios megavatios en el norte de la isla.

La expansión de estas tecnologías depende también de que exista un marco económico que permita recuperar las inversiones. El Gobierno de Canarias ha presentado alegaciones al proyecto estatal que regulará el almacenamiento en los sistemas eléctricos no peninsulares y reclama una retribución adaptada a las características de cada isla, además de mecanismos que permitan a las baterías participar en la operación del sistema. La regulación deberá concretar las condiciones para que los promotores puedan evaluar la rentabilidad de sus instalaciones y para que el almacenamiento contribuya efectivamente a reducir los vertidos de energía renovable.

Mientras se desarrollan esas infraestructuras, la generación convencional seguirá siendo necesaria para garantizar el suministro en situaciones en las que la producción eólica y solar no resulte suficiente. El propio Ejecutivo reconoce que las baterías actuales no permiten asegurar durante periodos prolongados toda la electricidad que necesita el archipiélago, de modo que la sustitución de los combustibles fósiles tendrá que avanzar al ritmo que permitan la nueva capacidad de almacenamiento, las redes y la disponibilidad de generación renovable.

El autoconsumo fotovoltaico ofrece otra señal de la transformación en marcha. Según el balance publicado por la Consejería de Transición Ecológica y Energía en septiembre, Canarias alcanzó en junio de 2026 los 302,6 megavatios de potencia nominal instalada en autoconsumo, repartidos entre 24.817 instalaciones georreferenciadas. En 2023, la potencia registrada era de 136 megavatios, por lo que el crecimiento supera el doble en tres años. Sin embargo, una parte de estas instalaciones está destinada a cubrir el consumo propio y no toda su producción se vierte a la red, por lo que este indicador no debe confundirse con la capacidad disponible para abastecer al conjunto del sistema eléctrico.

La paradoja canaria consiste en que el archipiélago dispone de recursos abundantes para generar electricidad renovable, pero todavía no cuenta con los medios suficientes para aprovechar toda la producción en el momento adecuado. La respuesta no pasa únicamente por instalar más molinos y paneles, sino por desarrollar baterías, centrales de bombeo y redes capaces de trasladar la energía desde donde sobra hasta donde se necesita. Hasta que esas piezas estén disponibles, una parte de la electricidad limpia seguirá quedándose por el camino mientras las centrales térmicas continúan sosteniendo una parte esencial del suministro.