ZAR Lanzarote: 200 hectáreas no hacen un sistema eléctrico

Durante meses he intentado explicar cómo funciona un sistema eléctrico aislado. He hablado de potencia firme, almacenamiento, equilibrio entre generación y demanda, inercia, corrientes de cortocircuito, control de tensión y estabilidad de frecuencia.

Lo he hecho con datos, documentos públicos y argumentos técnicos. Incluso hemos creado un Observatorio Energético de Canarias para convertir miles de registros eléctricos en información comprensible.

Sin embargo, a juzgar por algunos discursos políticos y académicos, caben tres posibilidades: no se ha leído, no se ha entendido o se ha decidido mirar hacia otro lado.

Quizá el problema sea mío.

Tal vez haya llegado el momento de abandonar durante unos minutos las curvas de carga, los modelos de estabilidad y los megavoltamperios de cortocircuito. Empecemos por algo mucho más cotidiano: un secador de pelo.

Potencia y energía explicadas con un secador

Supongamos que compramos un secador de 1.000 vatios. Esa cifra indica su potencia. Nos dice cuánta electricidad necesita mientras está funcionando.

Si lo utilizamos durante una hora, consumirá:

1.000 W × 1 hora = 1.000 Wh = 1 kWh

Con un precio supuesto de 0,14 euros por kilovatio hora, el uso del secador costaría 14 céntimos.

Si lo mantenemos encendido durante cinco horas, algo poco recomendable para el cabello y probablemente también para el aparato, consumirá:

1.000 W × 5 horas = 5.000 Wh = 5 kWh

El coste sería entonces de 70 céntimos.

La potencia del secador no ha cambiado. Sigue siendo de 1.000 vatios. Lo que ha cambiado es la energía consumida porque ha aumentado el tiempo de funcionamiento.

Parece sencillo. Y lo es.

Sin embargo, buena parte del debate sobre la ZAR de Lanzarote confunde continuamente estos dos conceptos. Se habla de megavatios instalados como si eso resolviera, por sí solo, los megavatios hora que necesita la isla durante el día, la noche y las 8.760 horas del año.

Ya lo explicamos al desmontar el mito de que 100 MW fotovoltaicos equivalen a 100 MW de demanda. No equivalen. Una cosa es la potencia nominal de una instalación y otra muy distinta la energía que realmente entrega, cuándo lo hace y con qué garantía.

La ZAR de Lanzarote: primero las hectáreas, después ya veremos

El 22 de julio de 2025, el Gobierno de Canarias y el Cabildo de Lanzarote firmaron el protocolo para desarrollar las Zonas de Aceleración de Energías Renovables.

La propuesta inicial identificaba una bolsa de 3.163,89 hectáreas potencialmente aptas. Representaba el 3,75 % de la isla. La ocupación real estimada para cumplir los objetivos de 2030 se reducía, según el Gobierno, al 0,23 % del territorio insular.

Ese protocolo fue publicado posteriormente en el Boletín Oficial de Canarias.

Después llegaron la polémica, los mapas erróneos y las contradicciones políticas. En marzo de 2026, el Gobierno autonómico y el Cabildo anunciaron que revisarían las ZAR para corregir errores técnicos.

Finalmente, el 30 de julio de 2026, el presidente del Cabildo, Oswaldo Betancort, afirmó que el mapa definitivo se limitará a unas 200 hectáreas. Estarían destinadas principalmente a cubiertas, canteras y terrenos ya transformados.

La cifra es redonda, fácil de recordar y políticamente cómoda.

El problema es que una superficie territorial no constituye una planificación energética.

Decidir que Lanzarote dispondrá de unas 200 hectáreas para ordenar su despliegue renovable, sin presentar antes el sistema eléctrico que se pretende construir, equivale a reservar el solar para una vivienda sin saber cuántas personas vivirán en ella.

No se conoce el número de habitaciones. Tampoco si tendrá una planta o diez, si necesitará garaje o qué suministros deberán llegar hasta allí.

Quizá después todo encaje. Pero eso sería casualidad, no ingeniería.

Ya advertimos sobre este error en ZAR Lanzarote: el error de planificar solo con megavatios y en nuestro análisis sobre el conflicto de las Zonas de Aceleración de Renovables en Canarias.

Qué exige realmente la normativa europea

Las ZAR no son una ocurrencia canaria. Proceden de la revisión de la Directiva europea sobre energías renovables.

La norma pide identificar zonas homogéneas donde determinadas tecnologías renovables no produzcan impactos ambientales significativos. También ordena priorizar cubiertas, fachadas, aparcamientos, infraestructuras, vertederos, instalaciones industriales, minas y suelos degradados.

Ese principio resulta razonable.

La misma directiva establece que las áreas deben definirse para tecnologías concretas y con medidas de mitigación adaptadas a cada espacio. También contempla zonas específicas para las redes y el almacenamiento que complementen las áreas renovables.

Por tanto, la legislación europea no dice que una ZAR sea una especie de caja territorial donde deban caber todas las placas, todos los aerogeneradores, todas las baterías, todas las subestaciones y todas las líneas que necesitará una isla.

Mucho menos establece que su superficie pueda determinarse antes de conocer las necesidades energéticas y eléctricas.

La planificación nacional también separa generación, almacenamiento, gestión de la demanda y redes. Así lo hace el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2023-2030 y la propia planificación de las infraestructuras eléctricas.

Una ZAR es una herramienta territorial. No es un plan de operación del sistema eléctrico.

Dos cifras que obligan a detenerse

Tomemos como referencia las magnitudes planteadas para el ejercicio:

• Una demanda máxima próxima a 110 MW.
• Una energía anual de aproximadamente 906,3 GWh.

La primera magnitud es potencia. La segunda es energía.

Si dividimos 906,3 GWh entre las 8.760 horas del año, obtenemos una potencia media de:

906.300 MWh ÷ 8.760 horas = 103,5 MW

Eso arrojaría un factor de carga cercano al 94 % respecto a una punta de 110 MW.

Es un resultado extraordinariamente elevado. La demanda media estaría casi pegada a la máxima durante todo el año.

Antes de emplear ambas cifras en un diseño real, sería imprescindible comprobar que pertenecen al mismo ámbito eléctrico. Lanzarote forma parte del sistema conjunto Lanzarote-Fuerteventura, reforzado por una interconexión submarina de 132 kV y 120 MVA.

Puede que la punta corresponda solo a Lanzarote y la energía anual al conjunto Lanzarote-Fuerteventura. También podrían utilizar definiciones distintas: demanda, generación, producción en barras de central o energía suministrada.

Esta advertencia no debilita el argumento. Lo refuerza.

Planificar consiste precisamente en verificar primero los datos que definen el problema.

No se debería declarar definitiva una superficie cuando todavía no se ha publicado qué demanda se desea abastecer, con qué tecnologías y bajo qué criterios de seguridad.

Los datos recientes del Observatorio Energético de Canarias confirman, además, que Lanzarote y Fuerteventura comparten sistema, pero presentan realidades renovables diferentes. Lo explicamos al analizar la generación renovable de cada isla.

¿Cuántas renovables harían falta?

Aun utilizando los 906,3 GWh como referencia aproximada, podemos realizar un ejercicio sencillo.

No es un estudio de planificación. Tampoco pretende ofrecer una solución definitiva. Solo ayuda a comprender el orden de magnitud.

Un sistema basado exclusivamente en fotovoltaica

Supongamos un factor de capacidad solar anual del 21 %. Para producir 906,3 GWh serían necesarios aproximadamente:

906.300 MWh ÷ 1.839,6 horas equivalentes = 493 MW fotovoltaicos

Esta cifra solo igualaría la energía anual producida con la consumida.

No compensaría las pérdidas de las baterías, los vertidos renovables, la degradación de los módulos, las indisponibilidades ni los márgenes de seguridad.

Aplicando un incremento didáctico del 15 %, la potencia ascendería a unos:

567 MW fotovoltaicos

Y todavía no tendríamos garantizado el suministro durante todas las horas del año.

El sol produce de día. Lanzarote también consume de noche.

Un sistema basado exclusivamente en energía eólica

Con un factor de capacidad supuesto del 35 %, serían necesarios aproximadamente:

906.300 MWh ÷ 3.066 horas equivalentes = 296 MW eólicos

Añadiendo el mismo margen del 15 %, la potencia se acercaría a:

340 MW eólicos

De nuevo, igualar la energía anual no significa disponer de potencia suficiente en cada momento.

Puede haber 340 MW eólicos instalados y producirse una noche con poco viento. La potencia nominal escrita en una placa no garantiza potencia firme.

Por eso, nuestro análisis sobre la eólica marina en Lanzarote insistía en la necesidad de estudiar conjuntamente demanda, red, reservas, almacenamiento y operación.

Una combinación eólica y fotovoltaica

Supongamos que la mitad de la energía procede del sol y la otra mitad del viento.

Antes de considerar pérdidas y vertidos, serían necesarios aproximadamente:

• 246 MW fotovoltaicos.
• 148 MW eólicos.

Con un margen mínimo del 15 %, el sistema se aproximaría a:

• 283 MW fotovoltaicos.
• 170 MW eólicos.

En total, unos 453 MW renovables.

No significa que esta sea la solución correcta. Significa que el orden de magnitud está muy lejos de poder resumirse con la frase: “Tenemos 200 hectáreas y ahí cabe todo”.

¿Qué podría instalarse en 200 hectáreas?

El uso de suelo de una planta fotovoltaica depende de la tecnología, el relieve, las separaciones, los caminos, los retranqueos y las infraestructuras auxiliares.

El Departamento de Energía de Estados Unidos utiliza como orientación entre cinco y siete acres por megavatio para la superficie completa de una planta fotovoltaica.

Es una referencia internacional, no una norma aplicable directamente a Lanzarote. Sin embargo, sirve para realizar una primera aproximación.

Ese intervalo equivale a unas 2,0-2,8 hectáreas por megavatio. Por tanto, 200 hectáreas permitirían instalar aproximadamente entre:

71 y 99 MW fotovoltaicos

Con un factor de capacidad del 21 %, esa potencia produciría entre:

• 131 GWh anuales, en el escenario de menor densidad.
• 182 GWh anuales, en el escenario más compacto.

Representaría aproximadamente entre el 14 % y el 20 % de los 906,3 GWh utilizados en este ejercicio.

El Laboratorio Nacional de Energías Renovables de Estados Unidos también diferencia entre el terreno ocupado directamente por paneles y la superficie total de la planta, que incluye caminos, subestaciones y otros servicios.

Podrían añadirse cubiertas, aparcamientos, autoconsumo, instalaciones distribuidas y energía eólica. Naturalmente.

Pero entonces ya no estaríamos diciendo que toda la solución cabe dentro de 200 hectáreas. Estaríamos reconociendo que necesitamos un sistema repartido entre cubiertas, suelos transformados, parques eólicos, redes, baterías y otras infraestructuras.

La eólica

En la energía eólica, además, debe diferenciarse entre la ocupación física directa y el área completa del parque. Los aerogeneradores necesitan separación, aunque buena parte del suelo intermedio pueda mantener otros usos.

El estudio de NREL sobre ocupación territorial eólica advierte expresamente de esa diferencia.

Por tanto, antes de hablar de hectáreas hay que explicar qué hectáreas se están contabilizando.

¿La parcela completa? ¿Las cimentaciones? ¿Los caminos? ¿La separación entre aerogeneradores? ¿Las líneas de evacuación? ¿Las subestaciones? ¿Las baterías?

Según el criterio elegido, una misma instalación puede parecer diminuta o enorme.

Las baterías no fabrican electricidad

Llegados a este punto aparece la solución preferida de quienes desean evitar cualquier cálculo incómodo: las baterías.

Se pronuncia la palabra “almacenamiento” y, aparentemente, el problema desaparece.

Pero una batería no produce energía. Solo desplaza en el tiempo una energía que antes ha tenido que generarse.

Lo explicamos en nuestra introducción al almacenamiento mediante baterías y bombeo hidráulico y al analizar la hibridación de renovables y almacenamiento.

Una batería debe definirse mediante dos magnitudes distintas:

• Potencia, expresada en MW.
• Capacidad energética, expresada en MWh.

Una batería de 110 MW podría entregar, en teoría, toda la punta considerada para Lanzarote. Pero no es lo mismo mantener esa potencia durante cuatro horas que durante doce o veinticuatro.

• Cuatro horas: 440 MWh.
• Doce horas: 1.320 MWh.
• Veinticuatro horas: 2.640 MWh.

¿Para cuánto tiempo debe diseñarse?

¿Para trasladar producción solar hacia la noche? ¿Cubrir una avería? ¿Para superar varios días de baja producción? ¿Prestar reserva? ¿Para controlar la tensión y la frecuencia?

Sin responder a esas preguntas, hablar de almacenamiento es como afirmar que una isla necesita un depósito de agua sin indicar si debe contener mil litros o un millón.

Las baterías para reserva rodante pueden prestar un servicio importante. Sin embargo, su dimensionamiento no es igual al de una batería destinada a cubrir la demanda nocturna.

Producir energía no garantiza que pueda integrarse

Aun consiguiendo instalar suficiente potencia renovable, no toda la energía producida podría entrar automáticamente en la red.

Puede haber momentos con exceso de generación, restricciones de transporte, falta de almacenamiento o necesidades de reserva que obliguen a limitar instalaciones.

El procedimiento de operación de los sistemas no peninsulares permite recortar generación renovable cuando su integración compromete la seguridad.

Canarias ya registra vertidos de energía renovable. Por eso, instalar megavatios sin estudiar la curva de demanda puede aumentar la energía limpia desaprovechada.

La pregunta no es únicamente cuántos paneles caben.

También hay que determinar:

• Cuánta producción coincidirá con la demanda.
• Cuánta podrá almacenarse.
• Cuánta deberá limitarse.
• Cuánta red será necesaria para transportarla.
• Qué generación permanecerá disponible cuando no haya sol ni viento.

Un sistema aislado necesita algo más que kilovatios hora

Incluso después de cuadrar la energía anual, seguiría faltando una parte esencial.

El sistema debe mantener frecuencia, tensión y estabilidad ante averías. Necesita potencia firme, reservas, capacidad de respuesta rápida y suficiente robustez eléctrica.

Cuando disminuye la generación síncrona convencional también disminuyen, salvo que se adopten soluciones específicas, la inercia física y la aportación de corriente de cortocircuito.

No es una obsesión de ingenieros empeñados en complicar las cosas. Es la física del sistema.

En Corrientes de cortocircuito: la seguridad del sistema eléctrico explicamos por qué las protecciones necesitan detectar las faltas con rapidez y selectividad.

También hemos abordado el papel de las protecciones eléctricas en los sistemas aislados y la posible necesidad de compensadores síncronos para aportar inercia, potencia de cortocircuito y regulación de tensión.

No todas las baterías solucionan estos problemas.

Una instalación con control grid-following sigue la tensión y la frecuencia existentes. Necesita una red suficientemente fuerte que le proporcione esa referencia.

Una instalación grid-forming puede contribuir a establecerla y sostener el sistema en condiciones más exigentes.

El proyecto ViSync resulta especialmente ilustrativo. Red Eléctrica lo desarrolla en la subestación de Tías con baterías, ultracondensadores y convertidores grid-forming.

Según la información oficial de Red Eléctrica, tendrá 3,45 MWh de capacidad y 18,8 MVA de potencia máxima.

La diferencia entre ambas cifras es reveladora.

ViSync no se ha concebido para abastecer Lanzarote durante toda una noche. Su misión principal es aportar flexibilidad, control rápido y estabilidad.

Lanzarote cuenta también desde 2014 con un volante de inercia en la subestación de Mácher. Puede inyectar o absorber hasta 1,65 MW durante unos doce segundos.

Doce segundos no resuelven el balance energético diario. Sin embargo, pueden resultar valiosos para frenar una perturbación rápida.

Una vez más, potencia, energía y tiempo cumplen funciones distintas.

La planificación que Lanzarote necesita

Una planificación energética seria debería comenzar con escenarios de demanda para 2030, 2035 y 2040.

Tendría que considerar la electrificación del transporte, la desalación, la depuración, el turismo, el autoconsumo y los nuevos consumos industriales.

El Plan Europeo de Electrificación y sus implicaciones para Canarias recuerdan que la demanda futura no será igual a la actual. Si aumenta la electrificación sin ampliar antes la generación renovable, el resultado será más generación fósil.

Después habría que analizar:

• Curvas de demanda y generación con resolución suficiente.
• Series meteorológicas representativas.
• Producción eólica y solar simultánea.
• Potencia renovable necesaria por tecnologías.
• Potencia firme en escenarios desfavorables.
• Vertidos previsibles.
• Almacenamiento de corta, media y larga duración.
• Reserva primaria, secundaria y terciaria.
• Capacidad de las redes y refuerzos necesarios.
• Comportamiento dinámico ante perturbaciones.
• Corrientes de cortocircuito.
• Regulación de tensión y potencia reactiva.
• Operación ante contingencias.
• Costes, plazos y reducción real de emisiones.
• Impactos ambientales, paisajísticos y sociales.

Solo después de realizar esos trabajos podría determinarse qué superficie necesita Lanzarote.

Quizá sean 200 hectáreas. Quizá sean menos. También podría ser necesario reservar más suelo o distribuir las instalaciones de otra forma.

La cuestión no es defender una cifra mayor por sistema. La cuestión es exigir que esa cifra sea el resultado de la planificación y no su punto de partida.

Además, los proyectos deben dejar beneficios reales en la isla. No basta con conseguir permisos. La transición debe incorporar participación, retorno social e integración paisajística, como defendimos al hablar de excelencia territorial renovable.

Una cifra no es un sistema eléctrico

La ironía final resulta difícil de evitar.

Cuando compramos un secador, el fabricante nos informa de su potencia. Nosotros calculamos cuánto tiempo lo utilizaremos, cuánta energía consumirá y cuánto nos costará.

Para transformar el sistema eléctrico de Lanzarote, en cambio, parece suficiente anunciar que todo se resolverá con 200 hectáreas.

No sabemos todavía qué potencia fotovoltaica y eólica habrá. Tampoco qué capacidad de almacenamiento se necesita, qué potencia será firme, qué redes deberán reforzarse o qué equipos sostendrán la frecuencia y la tensión.

Pero ya tenemos la superficie.

Es una forma novedosa de hacer ingeniería: primero se decide el tamaño de la caja y después se intenta averiguar qué debe meterse dentro.

Lanzarote necesita abandonar los combustibles fósiles. No puede aplazar indefinidamente el desarrollo de las energías renovables ni utilizar la protección territorial como excusa para perpetuar la central térmica.

Pero acelerar la transición no significa sustituir la planificación técnica por un eslogan territorial.

El paisaje merece protección. La ciudadanía merece información. Y el sistema eléctrico merece algo más serio que una cifra pronunciada en una entrevista.

Porque 200 hectáreas pueden ser una decisión territorial. Incluso podrían terminar siendo suficientes para una parte importante del despliegue.

Lo que no son, por sí mismas, es un sistema eléctrico.

La transición energética de Lanzarote no se diseña midiendo hectáreas. Se diseña equilibrando energía, potencia, tiempo, red, estabilidad, territorio y seguridad de suministro.

¿Tú qué opinas? Te leo en los comentarios.