Bombeo en Gran Canaria: una hipótesis valiosa que aún no demuestra el 100 % renovable
El bombeo en Gran Canaria será una pieza esencial de la transición energética. Sin almacenamiento masivo, la isla seguirá desperdiciando energía renovable y dependiendo de centrales térmicas. Pero reconocer su importancia no obliga a aceptar como demostrada cualquier conclusión construida a su alrededor.
Un reciente trabajo de investigadores de la Universidad de Las Palmas de Gran Canaria analiza tres configuraciones hidroeléctricas reversibles. El artículo plantea que combinar Chira-Soria con una segunda central entre Cueva de las Niñas y Soria permitiría descarbonizar completamente el sistema eléctrico insular.
La propuesta merece atención. También exige una lectura crítica.
Un estudio ambicioso y necesario
El trabajo compara tres alternativas: Chira-Soria, con 200 MW de turbinación y 220 MW de bombeo; una solución que conecta Chira y Cueva de las Niñas como depósitos superiores; y dos saltos coordinados, cada uno con su circuito y maquinaria.
La tercera opción alcanzaría 400 MW de turbinación y 440 MW de bombeo. Según los autores, podría gestionar unos 4.209 MWh diarios y disponer de alrededor de 6.528 MWh antes de agotar el almacenamiento útil.
El estudio acierta al mirar más allá de Chira-Soria. Gran Canaria necesita saber cuánto almacenamiento requerirá durante las próximas décadas. También debe valorar si una sola instalación será suficiente para absorber excedentes, aportar reserva y reducir la generación fósil.
Como hemos explicado en Bombeo en Canarias: la infraestructura que decide la transición, estas centrales no son simples baterías de agua. Son infraestructuras de operación del sistema.
Lo que el trabajo explica bien
El artículo reconoce que el bombeo consume más energía de la que devuelve. Necesita, por tanto, un parque renovable sobredimensionado que cubra la demanda, las pérdidas y la recarga de los depósitos.
También distingue entre potencia y energía almacenada. Importan el volumen útil, el salto hidráulico y las horas de autonomía. Además, considera regulación de frecuencia, reservas y resiliencia. Ese enfoque es correcto en un sistema aislado.
El problema aparece cuando una simulación energética se convierte en una afirmación mucho más amplia: la viabilidad de un sistema completamente descarbonizado.
Bombeo en Gran Canaria: 2023 ya no basta
El modelo se construye con demanda y generación de 2023. En aquel año, las renovables cubrieron el 23,27 % de la demanda de Gran Canaria. Sin embargo, el sistema ha seguido evolucionando.
Nuestro Observatorio Energético de Canarias dispone ya de información actualizada hasta junio de 2026. Han cambiado la demanda, la potencia renovable, la producción efectiva, los vertidos y la utilización de los grupos térmicos.
Por tanto, los resultados no deberían proyectarse sobre la realidad actual sin una recalibración completa. En 2026 existen tres años adicionales de datos operativos.
Para valorar el bombeo en Gran Canaria, la solución pasa por repetir el análisis con series actualizadas y contrastar varios años. Así sabremos si la propuesta soporta tanto condiciones normales como periodos desfavorables.
Una hora es demasiado tiempo
La segunda limitación es aún más importante. El estudio emplea intervalos horarios, mientras Red Eléctrica publica información mucho más detallada para los sistemas eléctricos no peninsulares. (EsiOS)
Una media horaria suaviza rampas, puntas y caídas. Puede mostrar 100 MW renovables durante una hora, aunque realmente hayan existido 200 MW durante media hora y cero durante la otra mitad. El balance coincide. La operación no.
Para estudiar un bombeo hay que conocer cuándo existe excedente, cuánto dura y cuántos grupos pueden arrancar.
Nuestro simulador renovable de Canarias trabaja con datos reales cada cinco minutos. Esa debería ser la resolución mínima para reconstruir el despacho y el estado de los embalses.
Dos bombeos no explican la descarbonización
El titular más llamativo necesita una precisión esencial. La descarbonización completa no se alcanza únicamente con Chira-Soria y Cueva de las Niñas-Soria.
El escenario requiere 1.292,17 MW renovables, un electrolizador de entre 150 y 250 MW, almacenamiento de hidrógeno y reconversión eléctrica. El hidrógeno cubriría el 2,04 % de la demanda anual.
Estamos ante un parque renovable sobredimensionado, dos almacenamientos hidráulicos y una cadena completa de hidrógeno.
Esa cadena queda insuficientemente definida. El artículo no concreta la capacidad energética del almacenamiento de hidrógeno. Tampoco dimensiona con claridad la reconversión eléctrica, el rendimiento global, las reservas mínimas ni el coste completo.
Sin esos datos, el hidrógeno funciona como una variable capaz de cubrir el déficit residual. Eso permite cerrar el balance, pero no demuestra que la solución sea realizable.
De cuadrar la energía a operar el sistema
El artículo afirma haber utilizado PSS/E para analizar la estabilidad. Sin embargo, reconoce que no calcula indicadores dinámicos como el RoCoF o el nadir de frecuencia. La estabilidad se valora mediante márgenes de reserva, flexibilidad y capacidad de respuesta.
Son indicadores útiles, pero no sustituyen un estudio dinámico. Un sistema sin generación térmica debe demostrar que soporta la pérdida del mayor grupo, cortocircuitos o desconexiones renovables. También deben analizarse la inercia, la potencia de cortocircuito, la tensión y la reposición.
La operación planteada resulta, además, demasiado regular. Cada central turbina 10,52 horas diarias y bombea 13,48 horas a potencia nominal. Ese ciclo representa una envolvente hidráulica, no la variabilidad real de un año.
En la configuración doble aparecen 26,96 horas diarias agregadas de bombeo. Eso presupone funcionamiento simultáneo. Exige comprobar la capacidad de la red, los excedentes disponibles y el comportamiento del embalse inferior compartido.
Las centrales tampoco son completamente independientes. Ambas utilizan Soria. Sus niveles, caudales y márgenes hidráulicos quedarían acoplados.
Una incoherencia que debe aclararse
El artículo estima primero unas emisiones de 1.782.561 toneladas de CO₂ equivalente para 2023. Más adelante emplea 2.243.202 toneladas como referencia para calcular una reducción del 23,32 %.
La diferencia supera las 460.000 toneladas. No es un detalle editorial.
Si cambia la base de emisiones, también cambia el porcentaje de reducción atribuido a Chira-Soria. El texto no explica el origen de ambas cifras. Esta inconsistencia debilita uno de sus resultados principales.
Qué análisis necesita Gran Canaria
El trabajo debería ser el inicio de una investigación más completa. El siguiente paso tendría que incorporar datos de cinco minutos hasta junio de 2026 y varios años meteorológicos.
También debería modelar mínimos técnicos, rampas, arranques, indisponibilidades, reservas, estado de carga, restricciones de Soria y el dimensionamiento íntegro del hidrógeno.
Después vendrían los estudios de red y estabilidad. Solo entonces podríamos hablar de viabilidad operativa.
Una aportación valiosa, no una certeza
El estudio de la ULPGC tiene mérito. Defiende el almacenamiento masivo, explora alternativas y recuerda que Chira-Soria puede no ser el último bombeo necesario en Gran Canaria.
Sin embargo, su conclusión sobre la descarbonización total va más lejos que la demostración presentada. El balance energético resulta sugerente. La operación segura de un sistema aislado 100 % renovable todavía no está probada.
El debate sobre el bombeo en Gran Canaria necesita ambición, pero también precisión. Gran Canaria merece una planificación renovable basada en datos actuales, resolución suficiente y estudios eléctricos completos.
El bombeo es imprescindible. El rigor también.
