Durante su comparecencia parlamentaria, el consejero de Transición Ecológica y Energía, Mariano H. Zapata, ha señalado que los vertidos de energía renovable superan el 15% en Canarias. “Se trata de producción que no puede aprovecharse en determinados momentos por las limitaciones de integración del sistema, lo que pone de relieve la necesidad de incorporar capacidad de almacenamiento y adaptar las redes eléctricas”, explicó.
“El trabajo no consiste únicamente en producir más energía renovable, sino en poder aprovecharla cuando el sistema la necesita. Para ello, es necesario combinar distintas tecnologías y adaptar las soluciones a las condiciones de cada isla”, señaló Zapata.
El consejero apuntó que el almacenamiento energético es uno de los principales desafíos técnicos de la transición energética en Canarias. “La producción eólica y fotovoltaica no siempre coincide con las horas de mayor consumo, por lo que disponer de sistemas que permitan conservar parte de esa electricidad y utilizarla más adelante resulta fundamental para aumentar la integración de renovables y reducir la necesidad de recurrir a la generación convencional”.
El bombeo hidroeléctrico, almacenamiento a gran escala para mitigar los vertidos energéticos
El consejero en el marco de la comparecencia, explicó que “las centrales hidroeléctricas de bombeo permiten utilizar electricidad disponible para elevar agua desde un depósito inferior hasta otro situado a mayor altura”. En este sentido, recordó que en Canarias Gorona del Viento, en El Hierro, “es la instalación hidroeléctrica en funcionamiento que combina generación renovable y almacenamiento mediante bombeo, permitiendo que en 2025, la isla cubriera la totalidad de su demanda eléctrica con energías renovables durante más de mil horas”.
Así, informó de que en Gran Canaria, Salto de Chira es “un proyecto de hidrobombeo que estima 200 megavatios de potencia de turbinación y una capacidad de almacenamiento de 3.500 megavatios hora”, y además “en Tenerife, la futura central hidroeléctrica de Güímar también aportará otros 200 megavatios de potencia”.
Asimismo, recordó que en Lanzarote y Fuerteventura se han analizado opciones de bombeo, aunque por el momento no se han identificado alternativas para desarrollar almacenamiento hidroeléctrico a gran escala. “Las características geográficas y la configuración de los sistemas eléctricos condicionan la viabilidad de este tipo de instalaciones”, explicó.
Sobre el resto de islas, detalló que en La Palma, un estudio encargado al Instituto Tecnológico de Canarias plantea una primera fase de almacenamiento hidroeléctrico de 30 megavatios de potencia y 600 megavatios hora de capacidad, con la Laguna de Barlovento como alternativa prioritaria. La propuesta requiere completar los estudios y procedimientos correspondientes.
Además, comentó que la conexión eléctrica entre Tenerife y La Gomera, en servicio desde el 1 de julio de 2026, añade una garantía más a esta evolución del almacenamiento.
Las baterías permiten gestionar la producción de los parques renovables
El consejero Zapata apuntó que “existe también la opción de incorporar baterías a parques eólicos y fotovoltaicos, ya que “estos sistemas permiten almacenar una parte de la energía producida y entregarla posteriormente, reduciendo el desfase entre generación y demanda.”
En este sentido, explicó que en islas como La Gomera “se han autorizado tres proyectos de almacenamiento asociados a los parques eólicos de Jedey, Las Tricias y La Sabina, en San Sebastián de La Gomera, con una potencia prevista de 2 MW respectivamente.
El despliegue de estas tecnologías depende de las condiciones regulatorias aplicables a los sistemas eléctricos no peninsulares. En este ámbito, apuntó que “la Consejería ha presentado alegaciones a la modificación del Real Decreto 738/2015, actualmente en tramitación, que regula aspectos económicos y técnicos del suministro eléctrico en estos territorios”.
El almacenamiento también puede vincularse al autoconsumo
Las baterías instaladas junto a sistemas fotovoltaicos de viviendas, empresas o edificios públicos permiten guardar parte de la producción solar para utilizarla cuando los paneles dejan de generar electricidad. Su incorporación aumenta el aprovechamiento de la energía producida en la propia instalación y reduce la cantidad de electricidad que se necesita adquirir de la red.
Así, en el marco de su comparecencia parlamentaria, explicó Zapata que en datos aportados recientemente “Canarias ha pasado de unos 136 megavatios de potencia fotovoltaica de autoconsumo en 2023 a más de 302 megavatios en junio de 2026, con un total de 24.817 instalaciones”.
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