Desde Salto a la Transición Ecológica consideramos que el desarrollo y despliegue del almacenamiento energético en los territorios no peninsulares, especialmente en sistemas eléctricos aislados como los del archipiélago canario, debe ser objeto de una regulación propia, específica y alineada con los objetivos de neutralidad climática, transición energética justa y adaptación al cambio climático.

La normativa vigente trata el almacenamiento aún desde una lógica residual, como un vector técnico complementario, sin tener en cuenta su carácter estratégico en entornos sin interconexiones eléctricas. En Canarias, donde la variabilidad de las fuentes renovables (fotovoltaica, eólica, incluso futura geotermia) es muy alta y la capacidad de respaldo fósil tiene un fuerte impacto ambiental y económico, el almacenamiento debe considerarse parte esencial de la infraestructura del sistema eléctrico, equiparable a una central de generación gestionable.

Enfoque técnico-propositivo

1. El almacenamiento debe integrarse plenamente en el procedimiento de despacho, no como un actor pasivo que solo responde a señales de precio, sino como una pieza activa de gestión del sistema, bajo criterios de eficiencia energética, reducción de emisiones y maximización de la producción renovable.
2. Se requiere una planificación energética vinculante que cuantifique las necesidades de almacenamiento por sistema insular, en función del perfil horario de la demanda, el recurso renovable local, las capacidades de red y los objetivos de descarbonización. Esta planificación debería formar parte de los instrumentos como el PNIEC, los Planes de Desarrollo de la Red de Transporte, y, en el caso canario, del Plan de Transición Energética de Canarias (PTECan).
3. Desde el punto de vista ambiental, se debe priorizar el despliegue de tecnologías de almacenamiento de bajo impacto ecológico y alta eficiencia. Por tanto, la regulación debe:
   • Establecer criterios de evaluación ambiental específicos para tecnologías de bombeo hidráulico, baterías o almacenamiento térmico.
   • Impulsar el almacenamiento colocalizado con generación renovable, lo que reduce pérdidas, minimiza la necesidad de infraestructuras adicionales y disminuye impactos ambientales y territoriales.
   • Promover la utilización de emplazamientos ya transformados o infraestructuras existentes (minas, embalses, instalaciones industriales) para evitar nuevas afecciones al territorio.
4. En el plano operativo, el almacenamiento debe habilitarse para prestar múltiples servicios al sistema, incluidos:
   • Regulación de frecuencia,
   • Suministro en firme en picos de demanda,
   • Absorción de excedentes renovables,
   • Soporte de red ante contingencias,
   • Y reducción de vertidos.
   Esto exige una reforma del marco de ingresos que retribuya adecuadamente estas funciones, incluso si no existe una señal de precio directa que lo incentive, lo cual es habitual en sistemas regulados como los extrapeninsulares.

Enfoque jurídico e institucional

5. Es necesario que la normativa reconozca explícitamente al almacenamiento como infraestructura energética de interés general, especialmente en territorios no peninsulares, facilitando su tramitación ambiental y administrativa bajo criterios de proporcionalidad, transparencia y participación pública.
6. La regulación debe respetar el marco competencial autonómico y favorecer una cogobernanza real con las comunidades autónomas, especialmente en regiones como Canarias, que disponen de legislación propia en materia energética y climática y cuya orografía, biodiversidad y realidad socioeconómica requieren una adecuación territorial de la normativa estatal.
7. Por último, y desde una perspectiva de largo plazo, se debe establecer un marco regulatorio estable, predecible y técnicamente riguroso, que dé confianza a los inversores y a las instituciones implicadas en el despliegue del almacenamiento, evitando incertidumbres retributivas y cuellos de botella administrativos que ya han ralentizado otros procesos clave en la transición energética.

Desde Salto a la Transición Ecológica consideramos que en el caso particular del archipiélago canario-por su orografia, grado de insularidad, disponibilidad de recursos naturales y vulnerabilidad ambiental no existe una única tecnología de almacenamiento óptima, sino que es necesario adoptar un enfoque mixto y complementario, adaptado a las condiciones de cada isla y a los objetivos del sistema eléctrico insular correspondiente.

1. Almacenamiento por bombeo hidráulico (centrales hidroeléctricas reversibles)

   Es, sin duda, la tecnología de almacenamiento más adecuada a gran escala por su alta eficiencia energética, larga vida útil, gran capacidad de almacenamiento (energía, no solo potencia) y madurez tecnológica. Tiene ventajas añadidas desde la perspectiva de seguridad del sistema, al aportar servicios de regulación de frecuencia, control de tensión y reserva rotante.

   Sin embargo, su viabilidad en Canarias depende de:

   • La disponibilidad de desniveles topográficos y embalses existentes que permitan minimizar la nueva ocupación de suelo.
   • La protección ambiental del entorno, dado que muchas zonas con potencial hidráulico coinciden con espacios naturales protegidos o Red Natura 2000, por lo que debe aplicarse el principio de precaución ambiental y buscar emplazamientos ya transformados (por ejemplo, presas existentes, antiguas canteras o explotaciones mineras).
   • La aceptación social, especialmente cuando se trata de proyectos de gran escala, como el Salto de Chira, que ha generado oposición en algunos sectores.

   Recomendamos, por tanto, que el almacenamiento por bombeo se priorice en islas con mayor demanda y topografia favorable (Gran Canaria, La Palma, Tenerife), pero siempre bajo evaluación ambiental rigurosa y participada, y como parte de una planificación energética insular integrada.

2. Baterías electroquímicas (iones de litio y otras tecnologías emergentes)

   Las baterías estacionarias son adecuadas para gestión de corto plazo, especialmente para:

   • Amortiguar la variabilidad de la generación fotovoltaica y eólica.
   • Evitar vertidos en horas de baja demanda.
   • Proporcionar servicios auxiliares (frecuencia, tensión) en momentos críticos.

   Son especialmente útiles en:

   • Islas con poca capacidad de almacenamiento hidráulico (como Lanzarote o Fuerteventura),
   • Sistemas con gran penetración de fotovoltaica distribuida,
   • Zonas donde es prioritario evitar nuevas infraestructuras lineales o hidráulicas.

   Se debe, no obstante, considerar:

   • El impacto ambiental del ciclo de vida, especialmente la extracción de materias primas, la gestión de residuos y la huella ecológica del transporte.
   • La necesidad de implementar protocolos de reutilización y reciclaje, desarrollando una economía circular local en torno al almacenamiento electroquímico.

3. Almacenamiento térmico (en aplicaciones industriales, desalación o climatización)

   Especialmente viable en sectores como la desalación de agua, muy intensiva en energía y fundamental en islas con escasez hídrica. Permite desacoplar la producción energética de su uso, desplazando la carga a horas de excedente renovable.

   También es aplicable en procesos industriales y sistemas de climatización, particularmente en instalaciones públicas o turísticas de gran tamaño.

4. Almacenamiento con hidrógeno verde (electrolizadores + pilas de combustible o turbinas)

   Aunque aún en fase de despliegue temprano, el hidrógeno verde puede ser una solución de almacenamiento estacional o de muy largo plazo, especialmente útil para:

   • Islas con gran excedente renovable estructural, como Fuerteventura o El Hierro.
   • Aplicaciones en movilidad pesada, industria o sectores sin alternativa directa de electrificación.
   • Sistemas acoplados a redes de autoconsumo colectivo o microrredes.

   Su desarrollo debe ser progresivo, vinculado a planes piloto bien dimensionados, con evaluación de eficiencia real y análisis coste-beneficio riguroso.

Conclusión

Proponemos un enfoque de almacenamiento diversificado y adaptado a las condiciones insulares, que combine:

• Bombeo hidráulico como solución estructural y de gran escala, con viabilidad ambiental y topográfica variable según isla.
• Baterías estacionarias como herramienta flexible para integración renovable y estabilidad operativa.
• Sistemas térmicos e hidrógeno verde como soluciones complementarias de nicho o largo plazo.

Todo ello debe integrarse en una planificación insular y regional coordinada, con participación activa de las administraciones locales, evaluación ambiental estratégica y visión de largo plazo para un sistema eléctrico canario 100% renovable, resiliente y sostenible.

Sí, desde Salto a la Transición Ecológica consideramos que existen barreras significativas, tanto económicas como administrativas, que están limitando gravemente el despliegue del almacenamiento energético en los territorios no peninsulares, y en particular en Canarias, donde su integración resulta imprescindible para avanzar hacia un sistema eléctrico descarbonizado y eficiente.

1. Barreras económicas

1. Ausencia de un marco retributivo adecuado

   El actual régimen económico de los sistemas no peninsulares, regulado en base a costes reconocidos y no a señales de mercado, no valora ni remunera adecuadamente las funcionalidades del almacenamiento, como la gestión de excedentes renovables, la reducción de vertidos, el soporte a la red o la sustitución de generación fósil.

   Esto genera un vacío económico que desincentiva las inversiones privadas en almacenamiento, especialmente en tecnologías como las baterías o el bombeo hidráulico, cuyo retorno depende de ingresos estables y predecibles.

2. Altos costes de inversión inicial

   El almacenamiento, especialmente el de gran escala, presenta elevados costes de CAPEX. En ausencia de esquemas específicos de financiación, garantías públicas o mecanismos de subastas orientados a territorios insulares, los promotores encuentran dificultades para acometer proyectos viables.

3. Falta de internalización de los beneficios sistémicos

   El sistema eléctrico no reconoce económicamente los beneficios indirectos del almacenamiento: reducción de costes de operación, menor necesidad de refuerzos de red, menor dependencia de combustibles fósiles importados, o mayor seguridad de suministro. Esta falta de valoración sistémica constituye una barrera estructural.

4. Falta de acceso a ayudas adaptadas al entorno insular

   Aunque existen fondos europeos y nacionales, los criterios de convocatoria suelen estar diseñados para sistemas interconectados peninsulares, dejando fuera a muchos proyectos en Canarias por razones de escala, insularidad, dificultad de conexión o cronogramas inviables.

2. Barreras administrativas y regulatorias

1. Tramitación excesivamente compleja y dilatada

   El almacenamiento carece todavía de una figura clara y diferenciada en muchos procedimientos administrativos. Esto provoca que su tramitación se vea sujeta a criterios ambiguos o contradictorios según el órgano competente (industria, medio ambiente, urbanismo), con plazos que se prolongan durante años, desincentivando la inversión.

2. Inseguridad jurídica sobre su integración en el sistema

   La falta de definición clara del rol del almacenamiento en el procedimiento de despacho de generación crea incertidumbre regulatoria. No está claramente establecido cuándo puede ser despachado, con qué prioridad, ni cómo se computa su energía cargada y descargada. Esta indefinición inhibe su integración operativa real.

3. Inadecuación del planeamiento energético y territorial

   Los instrumentos de planificación estatal y regional no recogen aún de forma expresa las necesidades de almacenamiento ni identifican las ubicaciones óptimas para su desarrollo. Esto impide su integración coordinada en la planificación energética, ambiental y urbanística, lo que a menudo genera conflictos en el territorio o retrasos administrativos.

4. Escasa coordinación interadministrativa

   En Canarias, como en otros territorios insulares, la coexistencia de múltiples administraciones con competencias sectoriales (Gobierno de Canarias, Cabildos, Ayuntamientos, Demarcaciones de Costas, organismos ambientales) ralentiza los procesos de autorización, especialmente en tecnologías que implican intervención en el territorio o el dominio público hidráulico o marítimo-terrestre.

Conclusión

El almacenamiento energético en los territorios no peninsulares se enfrenta a un conjunto de barreras interrelacionadas que deben ser abordadas de manera estructural y urgente. Para ello, proponemos:

• Establecer un marco retributivo específico que reconozca el valor del almacenamiento en sistemas aislados.
• Crear convocatorias de ayudas adaptadas a la realidad insular, con criterios de escala y madurez adecuados.
• Simplificar y clarificar los procedimientos administrativos y de autorización, creando una ventanilla única para proyectos estratégicos.
• Incluir el almacenamiento de forma explícita en los instrumentos de planificación energética, territorial y de red.
• Asegurar una gobernanza coordinada entre administraciones, que permita desbloquear proyectos clave para la transición energética de Canarias.

Desde Salto a la Transición Ecológica, consideramos que el desarrollo del almacenamiento energético en los territorios no peninsulares y en particular en Canarias debe realizarse bajo un enfoque planificado, modular y adaptado a las especificidades de cada sistema insular, teniendo en cuenta criterios de eficiencia técnica, estabilidad del sistema, viabilidad ambiental y rentabilidad social.

1. Un desarrollo planificado e integrado

El almacenamiento debe formar parte indisoluble de la planificación energética, tanto en su vertiente estatal (PNIEC, Planes de Desarrollo de la Red de Transporte) como en la autonómica (Plan de Transición Energética de Canarias, estrategias insulares de energía). No puede entenderse como una tecnología complementaria o residual, sino como pieza estructural del sistema eléctrico que habilita una penetración elevada de renovables y asegura la calidad y continuidad del suministro.

Esto implica:

• Determinar de forma insularizada las necesidades óptimas de almacenamiento (en potencia y energía) en función de:
  • la curva de demanda,
  • la generación renovable esperada,
  • la capacidad de la red,
  • y los objetivos de descarbonización a corto, medio y largo plazo.
• Identificar emplazamientos estratégicos viables desde el punto de vista ambiental y técnico para ubicar proyectos de almacenamiento (especialmente hidráulico y baterías estacionarias).
• Integrar el almacenamiento en el procedimiento de despacho con criterios de eficiencia sistémica, flexibilidad operativa y seguridad del suministro.

2. Modelo de gestión: combinación de modelos públicos, regulados y participados

El modelo de gestión más eficiente debe combinar distintas fórmulas, en función del tipo de almacenamiento y su función dentro del sistema. Proponemos una arquitectura mixta, con los siguientes ejes:

1. Almacenamiento estructural de sistema – gestión pública o regulada

   • Las instalaciones de gran escala (como centrales de bombeo o grandes sistemas de baterías conectados a red de transporte) deben estar gestionadas por operadores públicos o privados bajo regulación, con obligaciones de servicio público e integración en el despacho de producción, al igual que ocurre con los grupos térmicos en los sistemas extrapeninsulares.
   • En este modelo, el almacenamiento debe estar disponible para el operador del sistema (REE), quien podrá activar su carga y descarga según criterios operativos, no comerciales. La retribución debe ser regulada, reconociendo costes de inversión y operación, tal como se hace con otras infraestructuras críticas del sistema aislado.

2. Almacenamiento vinculado a generación renovable – gestión privada condicionada

   • Instalaciones co-localizadas con plantas renovables (por ejemplo, baterías en parques fotovoltaicos o eólicos) pueden gestionarse de forma privada, pero sujetas a integración obligatoria en el modelo de despacho, para garantizar que su operación maximice la penetración renovable y no priorice solo la rentabilidad individual.
   • Estas instalaciones deberían beneficiarse de una prioridad de acceso condicionada a su valor sistémico (reducción de vertidos, mejora de la cobertura de punta, estabilidad de red).

3. Almacenamiento distribuido – comunidades energéticas, autoconsumo, sectores específicos

   • En escalas menores (residencial, industrial, municipal), se debe permitir la gestión descentralizada del almacenamiento, fomentando su uso para autoconsumo, reducción de picos, participación en mercados locales o servicios de red a través de agregadores.
   • Aunque estos sistemas no participen directamente en el despacho del sistema, sí deben reconocerse como elementos clave de flexibilidad distribuida, especialmente en sistemas insulares con fuerte penetración de renovables.

3. Propuestas para su integración operativa

• El almacenamiento debe poder participar en el procedimiento de programación y despacho en igualdad de condiciones con otras tecnologías gestionables, permitiendo su uso tanto para absorción de excedentes como para suministro en picos.
• El Operador del Sistema debe contar con herramientas regladas y transparentes para ordenar su activación, priorizando criterios de eficiencia energética, reducción de vertidos, reducción de emisiones y estabilidad operativa.
• Se debe desarrollar una normativa técnica específica para su operación, incluyendo:
  • curvas de eficiencia de carga/descarga,
  • límites de ciclos diarios,
  • degradación,
  • respuesta frente a eventos de contingencia.

Conclusión

Proponemos que el almacenamiento se desarrolle como infraestructura esencial del sistema eléctrico canario, con una planificación específica y modelos de gestión diferenciados según su función. Su incorporación estructural al procedimiento de despacho es imprescindible para asegurar la penetración renovable, la estabilidad del sistema y la reducción de emisiones en un contexto de aislamiento físico y creciente variabilidad de la generación.

Desde Salto a la Transición Ecológica identificamos un conjunto de retos estructurales, regulatorios y operativos que actualmente obstaculizan el avance hacia un modelo energético basado en renovables en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares. En el caso de Canarias, estos desafios se ven agravados por su aislamiento fisico, fragmentación territorial, fragilidad ecológica y alta dependencia de combustibles fósiles.

1. Principales retos actuales

1. Elevada rigidez del modelo de operación del sistema eléctrico
2. Limitada capacidad de la red de transporte y distribución
3. Largos plazos administrativos y solapamiento competencial
4. Señales económicas inadecuadas
5. Escasa integración de almacenamiento y gestión de la demanda
6. Débil articulación de políticas estatales y autonómicas

El actual procedimiento de despacho de producción prioriza la seguridad del suministro, pero lo hace basándose en tecnologías térmicas fósiles como soporte estructural, lo que deja un margen muy limitado para la entrada de renovables no gestionables. Esto se traduce en vertidos frecuentes, infrautilización de instalaciones renovables y escasa participación de nuevas tecnologías como el almacenamiento.

La red eléctrica en Canarias no ha crecido al mismo ritmo que la generación renovable proyectada. Existen congestiones estructurales y zonas saturadas donde la conexión de nuevas plantas renovables es inviable. En muchos casos, no se han ejecutado aún las infraestructuras previstas en los Planes de Desarrollo de la Red.

La tramitación de proyectos renovables sufre importantes demoras, tanto por la complejidad ambiental y territorial del archipiélago, como por la falta de medios técnicos y humanos en las administraciones competentes. La intervención de múltiples organismos (industria, medio ambiente, costas, ayuntamientos, cabildos) sin ventanilla única ni criterios homogéneos ralentiza la integración de renovables.

La señal de precio que perciben las instalaciones renovables en Canarias basada en el precio medio peninsular con un apuntamiento específico no refleja la realidad de los sistemas aislados ni incentiva la inversión. Esta situación genera una desconexión entre los costes reales del sistema y las oportunidades de integración renovable.

Sin almacenamiento ni gestión activa de la demanda, el sistema insular se ve obligado a frenar la entrada de renovables para no comprometer la estabilidad, especialmente en horas de baja demanda o alta producción solar/eólica. La falta de un mercado local de flexibilidad y de incentivos a la respuesta de la demanda limita las opciones operativas.

La desconexión entre el marco regulatorio estatal y las estrategias canarias de descarbonización dificulta la aplicación efectiva de los objetivos definidos en la Ley 4/2022 de Cambio Climático de Canarias y en el Plan de Transición Energética del archipiélago (PTECan).

2. Aspectos prioritarios a regular

Proponemos que la regulación se centre en los siguientes ámbitos prioritarios para desbloquear estos retos:

1. Reforma del procedimiento de despacho en sistemas aislados

   • Incorporar criterios de eficiencia energética, reducción de emisiones y maximización de la generación renovable en la lógica del despacho.
   • Establecer criterios transparentes y públicos para la programación y limitación de vertidos.
   • Priorizar el despacho de tecnologías limpias, reconociendo su contribución sistémica.

2. Planificación vinculante de infraestructuras de red y almacenamiento

   • Asegurar la ejecución de las infraestructuras de transporte previstas, con plazos y seguimiento específicos.
   • Identificar necesidades mínimas de almacenamiento por sistema insular y su incorporación obligatoria al modelo de operación.

3. Simplificación y digitalización de la tramitación administrativa

   • Implantar ventanillas únicas insulares para proyectos renovables.
   • Desarrollar criterios homogéneos de evaluación ambiental y territorial que prioricen la reconversión de suelos ya transformados.
   • Digitalizar procesos y establecer tiempos máximos de respuesta por parte de las administraciones.

4. Reforma del sistema de retribución y señales económicas

   • Revisar el sistema de apuntamiento y precios específicos para adaptarlos a los costes reales y señales locales de flexibilidad y generación limpia.
   • Incorporar mecanismos de pago por capacidad o servicios de red para tecnologías renovables y almacenamiento.

5. Fomento de la gestión activa de la demanda

   • Incorporar instrumentos que permitan a consumidores e industrias participar en la flexibilidad del sistema, especialmente a través del almacenamiento detrás del contador, autoconsumo gestionado y agregadores de demanda.

6. Coordinación normativa entre niveles de gobierno

   • Establecer marcos de cogobernanza energética entre el Estado y la Comunidad Autónoma de Canarias para alinear objetivos, plazos e instrumentos normativos y financieros.

Conclusión

La integración efectiva de renovables en los territorios no peninsulares no depende solo del recurso disponible, sino de la reforma urgente de las condiciones estructurales del sistema eléctrico, de su gobernanza y de su marco normativo. Si no se actúa sobre estos retos de forma simultánea, corremos el riesgo de mantener sistemas fósiles caros y contaminantes en territorios que, como Canarias, tienen uno de los mayores potenciales renovables de Europa.

En los territorios no peninsulares, y especialmente en Canarias, el potencial renovable es amplio y diverso, pero su aprovechamiento requiere una planificación integrada, tecnológicamente diversificada y ambientalmente sostenible. Desde Salto a la Transición Ecológica, destacamos las siguientes tecnologías con mayor proyección:

1. Energía solar fotovoltaica

   Es, sin duda, la tecnología con mayor potencial técnico y económico inmediato en Canarias:

   • Altos niveles de irradiación solar durante todo el año (superiores a 1.900 kWh/m²/año en muchas zonas).
   • Madurez tecnológica, costes decrecientes y facilidad de instalación a pequeña y gran escala.
   • Idoneidad para aplicaciones tanto en cubiertas urbanas, suelos industriales, entornos agrícolas o autoconsumo comunitario.

   Debe fomentarse de forma prioritaria mediante:

   • Impulso al autoconsumo residencial, comercial e industrial, incluyendo comunidades energéticas.
   • Reconversión de suelos ya transformados (zonas industriales, vertederos clausurados, invernaderos, etc.) para grandes plantas, evitando la ocupación de suelo rústico de valor ambiental o agrícola.
   • Implementación de tecnologías agrivoltaicas, especialmente en islas con limitación de suelo útil.

2. Energía eólica terrestre

   Tiene un gran potencial en varias islas, con velocidades de viento regulares y predecibles en zonas altas o costeras, y un historial de operación eficiente:

   • Gran Canaria, Fuerteventura, Lanzarote y Tenerife disponen de zonas óptimas para eólica terrestre.
   • La tecnología es madura y gestionable, y se ha demostrado económicamente competitiva incluso en sistemas aislados.

   Es clave asegurar:

   • Su integración en el despacho del sistema para reducir vertidos.
   • Su desarrollo en combinación con almacenamiento o sistemas híbridos.
   • Su despliegue en zonas ya antropizadas o con mínimo impacto paisajístico.

3. Energía eólica marina

   Constituye uno de los vectores con mayor potencial estratégico a medio y largo plazo, especialmente en islas como Gran Canaria, Tenerife y Fuerteventura, donde:

   • Existen amplias zonas con viento constante y aguas de profundidad moderada.
   • Hay menor afección a la población o a ecosistemas si se sitúan en zonas portuarias o industriales.

   Debe desarrollarse bajo los principios de:

   • Planificación espacial marina rigurosa (POEM).
   • Evaluación ambiental estratégica.
   • Participación de las comunidades locales y sectores pesqueros.
   • Impulso a cadenas de valor locales, dada la oportunidad industrial que representa.

4. Energía geotérmica

   Canarias dispone de potencial geotérmico de media y alta entalpía, particularmente en islas volcánicas como Tenerife, La Palma o El Hierro:

   • Aún sin desplegar a escala significativa, puede aportar generación base renovable y gestionable.
   • Su aprovechamiento exige investigación geológica detallada, perforaciones piloto y evaluación ambiental rigurosa, pero tiene gran valor estratégico en sistemas aislados.

   Recomendamos:

   • Crear una estrategia específica de desarrollo geotérmico en Canarias, con participación científica y académica.
   • Aprovechar programas europeos para la exploración geotérmica profunda.

5. Energía marina (olas y corrientes)

   Tecnología emergente con alto interés a largo plazo, especialmente en entornos como:

   • El canal entre Tenerife y La Gomera (corrientes marinas).
   • Zonas costeras con fuerte oleaje (norte de Gran Canaria o Lanzarote).

   Aunque aún inmadura comercialmente, su desarrollo piloto en entornos insulares es clave para:

   • Diversificar la matriz renovable.
   • Aprovechar recursos endógenos no intermitentes.

Conclusión

El potencial renovable de Canarias es uno de los más ricos de Europa y se encuentra aún infrautilizado. Apostar por una combinación tecnológica adaptada a cada isla, priorizando el menor impacto ambiental y la mayor complementariedad operativa, es esencial para alcanzar un sistema 100% renovable, resiliente y sostenible.

Para ello, la regulación debe:

• Eliminar barreras al despliegue de estas tecnologías.
• Establecer mecanismos de planificación y priorización.
• Impulsar su integración efectiva en la operación real del sistema insular.

Desde Salto a la Transición Ecológica consideramos que la señal de precio actualmente vigente para las instalaciones renovables en los territorios no peninsulares es claramente inadecuada, y constituye uno de los factores que desincentivan el despliegue eficiente y sostenido de estas tecnologías.

1. Señal de precio desvinculada del sistema real

Actualmente, las instalaciones renovables en Canarias y otros sistemas extrapeninsulares perciben un precio basado en el valor medio horario del mercado peninsular, con un apuntamiento específico para cada sistema insular. Esta metodología:

• No refleja los costes reales evitados por la entrada de renovables en sistemas donde el coste de generación fósil es mucho mayor.
• No proporciona señales claras de inversión: los precios percibidos están desconectados del valor marginal de la energía en los sistemas insulares, donde sustituir gasóleo o fuel por renovables tiene un impacto económico y ambiental muy superior al que se refleja en la retribución.

Como resultado, las nuevas instalaciones renovables, sobre todo en autoconsumo o con vertido a red, enfrentan incertidumbres económicas y baja rentabilidad esperada, que frenan su expansión.

2. Falta de incentivos por flexibilidad, almacenamiento o valor sistémico

El esquema actual no premia aquellas tecnologías o configuraciones que:

• Incorporan almacenamiento asociado, mejorando la gestionabilidad del sistema.
• Ofrecen servicios auxiliares (frecuencia, tensión, inercia).
• Reducen vertidos mediante integración en el despacho o coordinación con la demanda.
• Están ubicadas en zonas estratégicas que aportan resiliencia al sistema.

Esta falta de diferenciación penaliza a los proyectos más innovadores o más alineados con los objetivos del sistema eléctrico canario y no promueve una evolución cualitativa del parque renovable.

3. Ineficiencia desde el punto de vista económico y climático

La señal de precio actual no permite reflejar:

• El ahorro real en costes del sistema que produce la energía renovable (que evita combustibles fósiles caros y contaminantes).
• La reducción de emisiones de CO₂ asociada a cada unidad de energía limpia integrada.
• La necesidad de planificación eficiente para avanzar hacia los objetivos del PNIEC y la Ley Canaria de Cambio Climático.

Esto genera una situación de infrautilización de recursos renovables disponibles, con vertidos innecesarios, parálisis de proyectos y dificultad para cumplir los compromisos de neutralidad climática.

4. Propuestas de reforma de la señal de precio

Desde nuestra organización proponemos una reforma estructural de la señal de precio para los sistemas extrapeninsulares que incluya:

• Desvinculación progresiva del mercado peninsular para establecer un esquema de precios que refleje el valor real de la energía en cada sistema aislado, alineado con sus costes evitados y objetivos ambientales.
• Introducción de mecanismos de pago por capacidad renovable gestionable, almacenamiento asociado o servicios de red.
• Priorización de proyectos que contribuyan a la estabilidad del sistema, reduzcan vertidos y desplacen generación fósil.
• Establecimiento de una retribución adicional por reducción de emisiones, como parte del cumplimiento de los objetivos del PNIEC y del marco climático autonómico.
• Consideración de mecanismos de subasta insulares, adaptados a escala, demanda y singularidades geográficas.

Conclusión

La señal de precio vigente en los territorios no peninsulares no responde ni a los principios de eficiencia económica, ni a los objetivos climáticos, ni a las condiciones reales de operación de los sistemas eléctricos insulares. Su reforma es urgente y debe formar parte de un rediseño integral del marco económico-regulatorio de las renovables en estos territorios.

Desde Salto a la Transición Ecológica consideramos que, además del almacenamiento energético y la mejora de la señal de precio, es necesario un conjunto de medidas transversales para asegurar la integración efectiva, sostenible y operativa de las energías renovables en los sistemas eléctricos insulares y no peninsulares. Estas medidas deben actuar sobre la planificación, regulación, innovación, red eléctrica, ciudadanía y gobernanza.

1. Planificación energética insular vinculante y coordinada

   • Desarrollar Planes Energéticos Insulares (PEI) con carácter vinculante, alineados con el PNIEC y la Ley Canaria de Cambio Climático, que definan:
     • Objetivos renovables desglosados por isla.
     • Necesidades de red, almacenamiento y refuerzo.
     • Zonas óptimas de implantación renovable (ZUER).
   • Coordinar la planificación energética con el planeamiento territorial y ambiental para evitar conflictos y acelerar la implantación.

2. Impulso a las redes inteligentes y flexibilidad del sistema

   • Invertir en digitalización de redes, monitorización en tiempo real, automatización de subestaciones y control inteligente de la demanda.
   • Desarrollar herramientas regulatorias para:
     • Activar agregadores de demanda,
     • Implementar tarifas horarias dinámicas,
     • Integrar la gestión activa del consumo residencial, industrial y turístico.
   • Fomentar programas piloto de microrredes y sistemas híbridos (renovables + almacenamiento + autoconsumo + gestión inteligente), con aplicación especial en zonas rurales o islas menores.

3. Priorizar el uso de suelos ya transformados

   Incentivar el desarrollo de renovables en:

   • Cubiertas industriales y residenciales.
   • Invernaderos, aparcamientos, polígonos.
   • Vertederos clausurados, zonas militares sin uso, infraestructuras lineales.

   Incorporar incentivos regulatorios para estas ubicaciones (bonificaciones en procedimientos, acceso prioritario a red, ayudas específicas).

4. Impulso decidido al autoconsumo y comunidades energéticas

   El autoconsumo debe convertirse en eje estructural de la integración renovable en sistemas aislados:

   • Ampliar el límite de distancia en autoconsumo compartido (más allá de 2 km en islas).
   • Permitir mayor flexibilidad normativa para zonas con orografía compleja.
   • Priorizar ayudas al autoconsumo en infraestructura pública (colegios, hospitales, residencias, instalaciones deportivas).
   • Acelerar la tramitación administrativa con licencia exprés para instalaciones de bajo impacto.

5. Mecanismos de financiación específicos para territorios insulares

   • Crear programas de financiación diferenciados, gestionados directamente por los gobiernos autonómicos o cabildos, adaptados a la realidad de escala y madurez de los proyectos en islas.
   • Activar instrumentos europeos (FEDER, Next Generation, REPowerEU) con criterios de asignación insularizados, que tengan en cuenta:
     • Costes logísticos.
     • Insularidad.
     • Dificultad de acceso a economías de escala.

6. Formación, empleo verde y desarrollo de capacidades locales

   Asegurar que la transición energética se traduzca en:

   • Creación de empleo verde local, estable y de calidad.
   • Programas de formación técnica y profesional en renovables, redes inteligentes y almacenamiento, especialmente en islas no capitalinas.

   Incluir cláusulas de retorno social y territorial en convocatorias de ayudas, priorizando proyectos con participación local, alianzas público-comunitarias o retorno económico en el territorio.

7. Participación pública y transparencia

   • Establecer mecanismos de participación efectiva y anticipada en los proyectos energéticos, para evitar conflictos y generar legitimidad social.
   • Exigir información pública clara y accesible, con mapas interactivos de planificación energética, acceso a datos en tiempo real y portales de seguimiento de proyectos.

Conclusión

La integración de energías renovables en los territorios no peninsulares no puede depender únicamente de la tecnología disponible, sino de un entorno habilitante que combine planificación, redes modernas, marco regulatorio favorable, financiación adaptada y ciudadanía activa. Canarias tiene todos los recursos necesarios para ser líder en este proceso, pero para ello es imprescindible un cambio de escala y de enfoque, que supere barreras estructurales y se base en una visión integral de transición ecológica.