Se necesita una regulación específica para el almacenamiento en TNP, considerándolo infraestructura esencial y no residual. Debe integrarse activamente en el despacho (no pasivo), planificarse según necesidades insulares (PTECan), priorizar tecnologías de bajo impacto ambiental (colocalización, reutilización de espacios), habilitarse para múltiples servicios (frecuencia, firmeza, excedentes, vertidos) con retribución adecuada, reconocerse como de interés general (agilizar trámites) y respetar competencias autonómicas con marco estable.

No hay una única tecnología óptima; se necesita un enfoque mixto y adaptado a cada isla:

• Bombeo hidráulico: Ideal a gran escala (eficiencia, vida útil, capacidad), pero requiere viabilidad topográfica, ambiental (minimizar impacto, usar presas existentes) y aceptación social. Priorizar en islas como Gran Canaria, La Palma, Tenerife.
• Baterías electroquímicas: Adecuadas para gestión a corto plazo (variabilidad, vertidos, servicios auxiliares), útiles en islas sin potencial hidráulico (Lanzarote, Fuerteventura) o con mucha fotovoltaica. Considerar ciclo de vida y reciclaje.
• Almacenamiento térmico: Viable en desalación, industria y climatización.
• Hidrógeno verde: Solución a largo plazo/estacional para islas con gran excedente renovable o sectores específicos. Desarrollo progresivo.

Se propone combinar bombeo (estructural), baterías (flexible) y térmico/hidrógeno (complementario), integrado en planificación insular.

Existen barreras significativas:

• Económicas: Ausencia de marco retributivo adecuado (no valora funciones del almacenamiento), altos costes de inversión inicial (CAPEX), falta de internalización de beneficios sistémicos y ayudas no adaptadas a la insularidad.
• Administrativas/Regulatorias: Tramitación compleja y larga (figura no clara), inseguridad jurídica (rol en despacho indefinido), inadecuación del planeamiento (no incluye almacenamiento) y escasa coordinación interadministrativa.

Se propone: marco retributivo específico, ayudas adaptadas, simplificación administrativa (ventanilla única), inclusión en planificación y gobernanza coordinada.

El desarrollo debe ser planificado, modular y adaptado, integrado en la planificación energética (PNIEC, PTECan) para determinar necesidades y ubicar proyectos. El modelo de gestión debe ser mixto:

• Almacenamiento estructural (gran escala): Gestión pública o regulada, disponible para el operador del sistema (REE) con retribución regulada.
• Almacenamiento vinculado a renovables: Gestión privada condicionada a integración en despacho y valor sistémico.
• Almacenamiento distribuido: Gestión descentralizada (autoconsumo, comunidades energéticas), reconocido como flexibilidad.

Integración operativa: participación igualitaria en despacho, herramientas para activación por REE (eficiencia, vertidos, estabilidad) y normativa técnica específica.

Principales retos: rigidez del modelo de operación (prioriza fósiles), limitada capacidad de red, largos plazos administrativos, señales económicas inadecuadas, escasa integración de almacenamiento/gestión de demanda y débil articulación política Estado-Autonomía.

Prioridades regulatorias: reformar despacho (criterios eficiencia/renovables), planificación vinculante (red/almacenamiento), simplificación administrativa (ventanilla única, digitalización), reforma retributiva (costes reales, pago por capacidad), fomento gestión activa demanda y coordinación normativa.

Canarias tiene potencial diverso. Tecnologías destacadas:

• Solar fotovoltaica: Mayor potencial inmediato (irradiación, costes). Fomentar autoconsumo, uso de suelos transformados, agrivoltaica.
• Eólica terrestre: Gran potencial (Gran Canaria, Fuerteventura, Lanzarote, Tenerife). Asegurar integración, hibridación y mínimo impacto.
• Eólica marina: Potencial estratégico a medio/largo plazo. Requiere planificación (POEM), evaluación ambiental y participación local.
• Geotérmica: Potencial en islas volcánicas (Tenerife, La Palma, El Hierro). Aporta generación base. Requiere investigación y estrategia específica.
• Marina (olas/corrientes): Emergente, interés a largo plazo. Desarrollo piloto clave.

Se necesita combinación tecnológica adaptada, priorizando bajo impacto y complementariedad.

La señal de precio actual (basada en mercado peninsular + apuntamiento) es inadecuada:

• Desvinculada del sistema real (no refleja costes evitados fósiles).
• No da señales claras de inversión (desconectada del valor marginal insular).
• No incentiva flexibilidad, almacenamiento ni valor sistémico.
• Ineficiente económica y climáticamente (no refleja ahorro real ni reducción CO2).

Propuesta de reforma: desvincular del mercado peninsular, establecer precios basados en valor real insular (coste evitado), pago por capacidad/servicios, priorizar proyectos valiosos, retribución adicional por reducción emisiones y subastas insulares.

Se necesitan medidas transversales adicionales:

• Planificación energética insular vinculante y coordinada (PEI, ZUER).
• Impulso a redes inteligentes y flexibilidad (digitalización, agregadores, tarifas dinámicas, microrredes).
• Priorizar uso de suelos ya transformados (cubiertas, polígonos, vertederos).
• Impulso decidido a autoconsumo y comunidades energéticas (ampliar distancia, simplificar trámites).
• Mecanismos de financiación específicos para islas (gestión regional, adaptar fondos europeos).
• Formación, empleo verde y desarrollo de capacidades locales (retorno social).
• Participación pública y transparencia (mecanismos efectivos, información accesible).