¿Bastan 200 hectáreas de placas solares para Lanzarote?
Las 200 hectáreas de placas solares parecen ofrecer una respuesta sencilla al futuro energético de Lanzarote. Si existe superficie suficiente en cubiertas, aparcamientos y espacios ya transformados, ¿para qué harían falta instalaciones renovables en suelo, parques eólicos, nuevas líneas o subestaciones?
La pregunta es legítima. Aprovechar los tejados debe ser una prioridad. El problema aparece cuando una superficie disponible se convierte, mediante una multiplicación, en la garantía de que habrá electricidad limpia y segura a cualquier hora.
Vamos a comprobarlo sin descalificaciones y concediendo al planteamiento todas las ventajas posibles. No intentaremos que el modelo falle. Haremos lo contrario: construiremos un escenario casi perfecto para que pueda funcionar.
Antes de empezar: una ZAR no es una planta renovable
Conviene aclarar una diferencia importante. La comunicación oficial sobre Lanzarote distinguió entre una bolsa de 3.163,89 hectáreas calificadas como aptas para estudiar proyectos y una ocupación real estimada del 0,23 % de la superficie insular, aproximadamente 195 hectáreas.
Por tanto, no es correcto comparar directamente «3.163 hectáreas» con «200 hectáreas» como si ambas cifras representaran suelo que fuera a cubrirse con instalaciones. Una ZAR delimita lugares potencialmente aptos; no obliga a ocuparlos íntegramente. La delimitación definitiva, además, está sometida al procedimiento administrativo correspondiente.
La diferencia entre superficie apta y ocupación efectiva es esencial para mantener un debate territorial riguroso.
Esta precisión no elimina la discusión sobre paisaje, territorio o proximidad a viviendas. Esos impactos deben estudiarse proyecto a proyecto. Simplemente evita comenzar el debate comparando dos magnitudes distintas.
Paso 1. Concedamos las 200 hectáreas de placas solares
Imaginemos un único terreno perfectamente rectangular de 2.000 metros por 1.000 metros. Su superficie sería de dos millones de metros cuadrados, equivalentes a 200 hectáreas.
Cada módulo mide dos metros por un metro y ocupa exactamente dos metros cuadrados. Los colocamos tumbados, pegados entre sí y sin ninguna separación.
En esas condiciones cabrían:
2.000.000 m² ÷ 2 m² por módulo = 1.000.000 de módulos.
En una instalación real harían falta pasillos, retranqueos, separación para evitar sombras, accesos de emergencia, inversores, centros de transformación, drenaje y espacio para mantenimiento. En cubiertas reales también encontraríamos orientaciones diferentes, obstáculos, sombras, limitaciones estructurales y edificios cuyos propietarios no participarían.
Aquí no descontamos nada. Regalamos al modelo el aprovechamiento del 100 % de la superficie.
Paso 2. Un millón de módulos se convierte en 400 MWp
Suponemos que cada módulo tiene una potencia de 400 vatios pico. La multiplicación es inmediata:
1.000.000 × 400 Wp = 400.000.000 Wp = 400 MWp.
La cuenta es correcta. Pero 400 MWp significan la potencia máxima que podrían entregar los módulos bajo unas condiciones de referencia. No significan 400 MW constantes durante todo el día.
La potencia pico nos dice el tamaño del generador. Para saber si puede alimentar el sistema necesitamos conocer cuándo produce y compararlo con cuándo se consume.
Paso 3. Damos al modelo todas las ventajas
Antes de continuar, reunimos las principales concesiones realizadas:
- Utilizamos el 100 % de las 200 hectáreas para placas solares.
- No dejamos separación entre módulos.
- No introducimos pérdidas por temperatura, suciedad, cableado o inversores.
- Suponemos que la producción fotovoltaica crece de forma perfectamente lineal.
- Modelamos una batería ideal con un rendimiento del 100 %.
- Estudiamos un solo día, no una semana adversa ni todo un año.
La producción fotovoltaica registrada en los archivos aportados se toma como referencia de una potencia instalada de 10 MW y se multiplica por 40 para representar 400 MWp. Esta potencia de referencia es una hipótesis del ejercicio y debe contrastarse documentalmente antes de presentar el resultado como una simulación oficial.
Paso 4. El sistema eléctrico funciona cada cinco minutos
Utilizamos una ventana comprendida entre las 14:00 del 4 de agosto de 2026 y las 14:00 del día siguiente. Los datos de demanda real y generación fotovoltaica tienen una resolución de cinco minutos.
Red Eléctrica explica que estas curvas muestran el comportamiento instantáneo de la demanda y la generación de los sistemas eléctricos. Lanzarote y Fuerteventura forman un sistema eléctrico unido, pequeño y no conectado a un gran sistema peninsular capaz de compensar automáticamente cualquier desequilibrio.
El gráfico cuenta la historia con claridad. Durante las horas solares, la instalación de 400 MWp produciría mucho más que la demanda. Al anochecer, la generación cae rápidamente. Después desaparece por completo mientras el consumo continúa.
No tenemos un único problema. Tenemos dos:
- Guardar o reducir la enorme potencia sobrante durante el día.
- Atender la demanda cuando no hay producción solar.
Paso 5. Sobran hasta 207 MW y faltan hasta 153 MW
El mayor excedente de la serie aparece al final de la ventana analizada:
344 MW fotovoltaicos − 137 MW de demanda = 207 MW de excedente.
Durante la noche se produce la situación contraria. Con generación fotovoltaica nula y una demanda de hasta 153 MW, otra fuente debe proporcionar esa potencia.
Ese respaldo puede proceder de baterías, eólica disponible, otras tecnologías gestionables, gestión de la demanda o una combinación de recursos. Lo que no puede hacer es proceder de unos módulos que en ese momento no reciben sol.
Paso 6. Para evitar vertidos aparece una batería enorme
Si queremos almacenar todos los excedentes sin limitar la producción fotovoltaica, la batería debe admitir al menos 207 MW de carga.
Después acumulamos la energía sobrante de cada intervalo de cinco minutos y restamos la energía necesaria cuando la fotovoltaica no cubre la demanda. En el escenario ideal, la batería alcanza aproximadamente 649 MWh útiles.
Una batería de 207 MW y 649 MWh tendría una duración equivalente de unas 3,14 horas si descargara continuamente a su potencia nominal. Si solo pudiera utilizarse el 90 % de su capacidad, serían necesarios alrededor de 721 MWh nominales.
Y seguimos sin introducir pérdidas, degradación, reserva de seguridad, indisponibilidades ni consumos auxiliares.
Paso 7. La batería se llena y también se vacía
La evolución acumulada es más ilustrativa que observar únicamente la carga de cada intervalo. La batería empieza vacía, almacena los excedentes de la tarde y alcanza los 649 MWh. Después, cuando disminuye la producción solar, comienza a descargarse.
Finalmente llega a cero. A partir de ese momento puede seguir existiendo demanda, pero ya no queda energía solar almacenada. Por la mañana vuelve a cargarse cuando reaparece el sol.
Esto muestra una diferencia fundamental: dimensionar una batería para absorber excedentes no equivale a garantizar el suministro durante todos los déficits.
Paso 8. La batería desplaza energía, pero no puede crearla
Aplicando el método sencillo utilizado en la hoja —multiplicar cada valor de potencia por 5/60— aparecen aproximadamente 1.201 MWh de excedentes y 1.572 MWh de déficits. El balance de la ventana resulta negativo en unos 371 MWh.
La cifra debe interpretarse como un resultado pedagógico aproximado, no como un dimensionamiento definitivo. La serie incluye las observaciones de ambos extremos horarios y solo representa un día. Un estudio técnico formal tendría que definir con precisión la integración temporal, analizar años completos, incorporar pérdidas y estudiar secuencias meteorológicas desfavorables.
Sin embargo, la conclusión cualitativa es robusta: aumentar mucho la potencia fotovoltaica crea grandes excedentes diurnos, pero no garantiza por sí mismo energía suficiente durante la noche o durante varios días de baja producción.
Los tejados son necesarios, pero no constituyen todo el sistema
Este ejercicio no es un argumento contra el autoconsumo. Lanzarote y Fuerteventura deben aprovechar mucho mejor sus cubiertas, aparcamientos, instalaciones públicas, zonas industriales y espacios degradados.
Tampoco pretende resumir ni atribuir a todas las personas o instituciones una misma posición. La información publicada sobre la propuesta insular más reciente menciona también eólica, almacenamiento y criterios de integración territorial. Aquí se analiza exclusivamente la versión más fuerte de una afirmación concreta: que las cubiertas fotovoltaicas podrían bastar por sí solas para alimentar el sistema.
Un sistema eléctrico insular también necesita:
- Almacenamiento con potencia y duración suficientes.
- Redes capaces de transportar la energía desde donde se produce hasta donde se consume.
- Subestaciones y centros de transformación.
- Reserva operativa y potencia firme.
- Control de frecuencia y tensión.
- Capacidad para responder ante averías y desconexiones imprevistas.
- Diversidad renovable, especialmente tecnologías con perfiles complementarios.
- Generación gestionable mientras no exista una alternativa renovable firme suficiente.
Red Eléctrica señala que los sistemas no peninsulares requieren una operación singular por su pequeño tamaño y aislamiento. También ha explicado que las nuevas líneas, subestaciones y el enlace Lanzarote–Fuerteventura aumentan la estabilidad, la robustez y la capacidad para integrar renovables.
Por eso las redes no son el enemigo de la transición energética. Son una de sus condiciones materiales.
La conclusión puede expresarse sin descalificar a nadie
La propuesta de aprovechar 200 hectáreas de cubiertas para placas solares contiene una intuición valiosa: antes de ocupar nuevo suelo debemos utilizar mejor las superficies ya transformadas.
El error aparece cuando una medida positiva se presenta como una solución integral. Contar módulos responde a la pregunta «¿cuánta potencia pico cabe?». No responde a «¿cómo garantizamos electricidad limpia y segura durante todo el año?».
La respuesta sensata no es elegir entre tejados o sistema eléctrico. Necesitamos más autoconsumo, más generación renovable diversa, más almacenamiento, mejores redes, flexibilidad, participación social y una planificación territorial rigurosa.
Las renovables son imprescindibles. Precisamente por eso debemos explicar con honestidad todo lo que necesitan para sustituir de verdad a los combustibles fósiles.
Metodología y limitaciones
- Datos de demanda y generación con resolución de cinco minutos aportados en cuatro archivos CSV.
- Ventana analizada: 04/08/2026 14:00–05/08/2026 14:00, incluyendo ambos extremos.
- Potencia fotovoltaica de referencia adoptada: 10 MW.
- Escalado lineal hasta 400 MWp mediante un factor 40.
- Energía aproximada por intervalo: potencia × 5/60.
- Batería inicialmente vacía y limitada entre 0 y 649,333 MWh útiles.
- Rendimiento de batería: 100 %.
- Sin pérdidas eléctricas, degradación, reserva, indisponibilidad ni restricciones de red.
- El ejercicio no sustituye un estudio anual de suficiencia, estabilidad o planificación eléctrica.
Fuentes externas
- Gobierno de Canarias: protocolo y superficies ZAR de Lanzarote
- Boletín Oficial de Canarias: protocolo para las ZAR de Lanzarote y La Graciosa
- Red Eléctrica: curvas de demanda y producción en tiempo real
- Red Eléctrica: singularidades de los sistemas no peninsulares
- Red Eléctrica: red de 132 kV y nuevas subestaciones en Fuerteventura
- Información publicada sobre la propuesta insular de agosto de 2026
En este enlace pueden encontrar una visión más gráfica.
Álvaro Medina
Seudónimo editorial de la persona responsable de Canarias Sostenible.
alvaro.medina@canarias-sostenible.es
