Informe Técnico y Estratégico: Central Eléctrica Flotante como Solución al Déficit Energético de Gran Canaria

Resumen Ejecutivo

Gran Canaria se enfrenta a un reconocido déficit de potencia firme y gestionable. Una situación que genera inestabilidad en la red y amenaza la seguridad del suministro eléctrico. Esta vulnerabilidad se ve agravada por un parque de generación térmica envejecido y por los desafíos inherentes a la integración de una cuota creciente de energía renovable intermitente en un sistema eléctrico aislado. La instalación de una central eléctrica flotante (conocida como «powership») se ha presentado como una medida de rápida implementación. Sin embargo, este informe concluye que se trata de una solución estratégicamente deficiente, de alto coste y elevado impacto ambiental. Es un parche temporal que genera una dependencia a largo plazo de los combustibles fósiles. Socava los objetivos de descarbonización y no resuelve las debilidades estructurales fundamentales de la red.

La isla ya tiene en marcha una solución estructural superior y diseñada a medida: la central hidroeléctrica de bombeo reversible Chira-Soria. Este proyecto, complementado con un despliegue acelerado de Sistemas de Almacenamiento de Energía en Baterías (BESS, por sus siglas en inglés), no solo proporciona la potencia firme necesaria, sino también el almacenamiento masivo y los servicios de estabilidad de red que son indispensables para un futuro con alta penetración de renovables.

Este informe recomienda firmemente rechazar la central flotante como solución a medio o largo plazo. En su lugar, se insta a las autoridades a:

(1) declarar la finalización de Chira-Soria como un proyecto de máxima prioridad estratégica

(2) acelerar el despliegue de sistemas BESS

(3) auditar y modernizar con carácter de urgencia los sistemas de protección y control de la red

(4) limitar cualquier contrato de generación temporal al plazo mínimo indispensable para cubrir el lapso hasta que estas soluciones estructurales estén operativas.

1. Diagnóstico del Sistema Eléctrico de Gran Canaria: Vulnerabilidades Estructurales y Lecciones no Aprendidas

La narrativa pública suele simplificar los problemas energéticos de la isla, atribuyéndolos casi exclusivamente al envejecimiento de los grupos de generación. Sin embargo, un análisis técnico profundo, basado en décadas de experiencia operativa, revela que las causas son más complejas y residen en la física fundamental de un sistema aislado y en fallos documentados en sus sistemas de control y protección.

1.1. La Realidad de un Sistema Aislado: Inercia, Regulación de Frecuencia y Estabilidad

El sistema eléctrico de Gran Canaria es una «isla eléctrica». Carente de interconexión con otros sistemas de gran tamaño. Una vulnerabilidad clave que comparte con la mayoría de las Islas Canarias, a excepción del enlace entre Lanzarote y Fuerteventura. Esto significa que el sistema debe equilibrar de forma instantánea y autónoma toda la generación con la demanda. La demanda en la isla presenta un perfil con un valor punta cercano a los 600 MVA y un valle de unos 325 MVA. Un amplio rango dinámico que debe ser gestionado en completo aislamiento.

La estabilidad de un sistema de estas características depende de dos factores críticos. La «inercia» física, proporcionada por la masa rotatoria de las grandes turbinas de las centrales térmicas, y los servicios de regulación rápida de frecuencia. La progresiva retirada de la generación térmica y el aumento de la generación renovable (eólica y solar), conectada a la red a través de inversores electrónicos, reduce drásticamente esta inercia natural. Como resultado, la red se vuelve más frágil y susceptible a desviaciones rápidas de frecuencia que, si no se controlan en milisegundos, pueden provocar un colapso total del sistema o «cero energético».

1.2. Análisis Forense de los «Ceros Energéticos»: Más Allá de la Generación, el Fallo en la Protección y el Control

Un análisis histórico de los grandes apagones que han afectado a Canarias demuestra un patrón de fallos sistémicos. Fallos sistémicos que van mucho más allá de un simple disparo de un grupo generador. Si bien el fallo de un generador puede ser el evento iniciador, el colapso posterior a escala insular suele deberse al fallo en cascada de los sistemas de seguridad secundarios y terciarios.

Cero de Tenerife

Un caso de estudio técnicamente esclarecedor es el cero energético de Tenerife en julio de 2020. El evento se desencadenó por el disparo de varios grupos de generación. Pero el fallo crítico que provocó el colapso total fue la respuesta inadecuada del plan de deslastre de cargas por subfrecuencia. De los 129 MW de demanda que debían ser desconectados automáticamente por los relés de la empresa distribuidora para salvar la red, solo se deslastraron 92 MW. Faltaron por desconectar 37 MW cruciales, una brecha que fue suficiente para que la frecuencia del sistema se desplomara y provocara el apagón general. La conclusión es irrefutable. La causa del colapso no fue la obsolescencia de los generadores. Fue un fallo probado y documentado en los sistemas de protección de la red de distribución.

Cero de la Gomera

De manera similar, el apagón de más de tres días en La Gomera en julio de 2023 no fue causado por el fallo de un motor diésel antiguo. El origen fue un incendio en la sala de servicios auxiliares de la única central térmica de la isla. Un evento que evidencia un «fallo de punto único» y una falta de resiliencia en el diseño de la instalación. Una categoría de riesgo completamente distinta a la fiabilidad de los motores. Múltiples incidentes a lo largo de los años apuntan a una configuración inadecuada de los relés de protección. Una falta de sectorización efectiva de la red y deficiencias en los protocolos de mantenimiento de equipos de emergencia. Estos son fallos de ingeniería y operación en el «sistema nervioso» de la red eléctrica.

1.3. El Envejecimiento del Parque Térmico: Un Problema Real, pero no el Único

Es innegable que parte del parque de generación térmica de Canarias está envejecido. Algunas unidades generadoras acumulan más de 400.000 horas de funcionamiento, cuando su vida útil recomendada es de aproximadamente 100.000 horas. Este factor aumenta la probabilidad de fallos iniciales, como se ha señalado en el reciente apagón de La Palma, atribuido a la obsolescencia de los equipos de generación.

Sin embargo, presentar este envejecimiento como la única causa de la vulnerabilidad del sistema es una simplificación peligrosa y errónea. La evidencia técnica demuestra que una red moderna y bien protegida debe ser capaz de soportar la pérdida súbita de un gran generador sin colapsar. El hecho de que nuestros sistemas hayan fallado repetidamente en esta tarea apunta a vulnerabilidades más profundas y críticas en la gestión, el control y la protección de la red. La focalización exclusiva en los «generadores viejos» desvía la atención de una crónica falta de inversión y de deficiencias operativas en los sistemas de transporte y distribución. Instalar una nueva fuente de generación sin modernizar estos sistemas de protección es como instalar un motor de alta competición en un vehículo con los frenos y la dirección desgastados: se añade potencia, pero no control, lo que puede conducir a un fallo aún más rápido y catastrófico.

2. El Déficit de Potencia Firme: Cuantificación del Problema y el Paradigma del Vertido Renovable

Esta sección cuantifica el déficit de potencia oficialmente reconocido, al tiempo que expone la profunda ineficiencia del sistema actual, que se ve obligado a desechar enormes cantidades de energía limpia. Esto replantea el problema, pasando de una simple necesidad de «más potencia» a una necesidad más compleja de «más flexibilidad y almacenamiento».

2.1. Evolución de la Demanda y Necesidades de Potencia Gestionable Reconocidas

La demanda de energía eléctrica en Canarias sigue una tendencia al alza, con un incremento reciente del 0,8% en el archipiélago. En Gran Canaria, el número de clientes energéticos creció un 0,7%. Aunque el consumo total aún no ha recuperado los niveles previos a la pandemia de 2019, la trayectoria ascendente es clara y exige una planificación rigurosa para garantizar el suministro.

En este contexto, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha reconocido oficialmente la necesidad de añadir potencia gestionable para garantizar la seguridad del suministro en las islas. Específicamente para Gran Canaria, ha reconocido los costes asociados a 137,8 MW de nueva potencia, junto a 71,6 MW para Tenerife y 32,8 MW para Fuerteventura. Esta es la cifra del déficit cuantificado que las soluciones temporales, como la central flotante, pretenden cubrir.

2.2. La Contradicción del Sistema: Déficit de Potencia y Curtailment de Energía Eólica

La paradoja central del sistema energético canario es la coexistencia de un déficit de potencia firme con un desperdicio masivo de energía renovable. Debido a las limitaciones de la red y a la incapacidad de almacenar los excedentes de energía, el sistema se ve forzado a realizar un «curtailment» o vertido de energía limpia, es decir, a desconectar parques eólicos y fotovoltaicos aunque estén en condiciones de producir.

Una cifra alarmante revela que Canarias pierde hasta un 22,3% de la generación de energía eólica potencial debido a estas limitaciones del sistema eléctrico. No se trata de un problema marginal; representa un fracaso sistémico a la hora de capitalizar nuestro recurso energético más abundante y económico. Esta situación evidencia que el verdadero déficit no es de generación de energía en sí misma, sino de la capacidad del sistema para gestionar y almacenar la energía procedente de fuentes intermitentes.

El problema, por tanto, está mal diagnosticado en el debate público. No nos falta energía cuando sopla el viento o luce el sol; nos faltan las herramientas para guardar esa energía y utilizarla cuando las condiciones meteorológicas no son favorables. Cualquier solución propuesta debe ser evaluada principalmente por su capacidad para resolver este déficit de flexibilidad y almacenamiento. Una solución que únicamente añade más generación fósil sin aportar capacidad de almacenamiento, como es el caso de una central flotante, fracasa fundamentalmente a la hora de abordar la causa raíz de la ineficiencia del sistema y del vertido de renovables. Perpetúa el problema que dice resolver, llenando los huecos con combustibles fósiles en lugar de habilitar a las renovables para que llenen sus propios huecos a través del almacenamiento.

3. Análisis de la Solución Propuesta: La Central Eléctrica Flotante (Powership)

Esta sección ofrece una evaluación rigurosa y multifacética de la solución de la central flotante, basándose en sus especificaciones técnicas, en precedentes internacionales sobre su coste y en un preocupante historial de controversias medioambientales y regulatorias.

3.1. Capacidades Técnicas y Operativas

Las soluciones propuestas suelen consistir en buques de compañías como la turca Karpowership, que opera la mayor flota de centrales eléctricas flotantes del mundo. Estos buques ya han visitado el Puerto de Las Palmas para realizar escalas técnicas, como el «KPS Ibrahim Bey» de 114 MW y el «Karadeniz Powership Onur Sultan», de una capacidad muy superior, cercana a los 482 MW.

Son tecnológicamente versátiles, equipados con motores duales capaces de operar con fuelóleo pesado (HFO) o con gas natural licuado (GNL). El «Onur Sultan» pertenece a la clase «Khan», la de mayor tamaño ofrecida por Karpowership, con una capacidad de hasta 470 MW. Esta potencia excede con creces el déficit reconocido de 137,8 MW para Gran Canaria, lo que sugiere la posibilidad de que se esté contemplando una instalación de mayor envergadura y permanencia de lo que se ha discutido públicamente.

3.2. Implicaciones Económicas y el Riesgo del «Lock-in» Fósil

Aunque no se han hecho públicos los detalles de un posible contrato para Gran Canaria, los precedentes internacionales ofrecen una clara indicación de los elevados costes que implicaría. En Ecuador, el alquiler de una barcaza de 110 MW se cifró en 115 millones de dólares por un periodo de 18 meses. Otros contratos similares se han firmado por decenas de millones de dólares. Es fundamental entender que no se trata de una inversión de capital en un activo propiedad de la isla, sino de un contrato de arrendamiento que transfiere ingentes sumas de dinero fuera del archipiélago.

La duración típica de estos contratos, que puede ir desde los 18 meses hasta los 20 años, como en las propuestas para Sudáfrica, crea un grave riesgo de «lock-in» o bloqueo tecnológico con combustibles fósiles. Al firmar un contrato plurianual, la isla se vuelve financieramente dependiente del generador fósil, lo que desincentiva y compite directamente con la inversión en soluciones permanentes y habilitadoras de renovables, como el almacenamiento.

3.3. Evaluación del Impacto Ambiental

3.3.1. Impacto Local en el Puerto de Las Palmas

El Puerto de Las Palmas ya es el mayor foco de emisiones industriales del municipio. La instalación de una central eléctrica operando de forma continua agravaría significativamente esta situación.

Contaminación Atmosférica: Incluso operando con gas natural, considerado más limpio que el fuelóleo, estos motores emiten cantidades significativas de óxidos de nitrógeno, óxidos de azufre y material particulado fino. La escala de una planta de más de 100 MW operando 24 horas al día, 7 días a la semana, en un entorno portuario urbano, representa una nueva e importante fuente de contaminación con impactos directos sobre la salud de la población de Las Palmas de Gran Canaria.
Contaminación Acústica y Térmica: La operación continua de múltiples motores de gran tamaño y sus sistemas de refrigeración generaría una contaminación acústica considerable y la descarga de agua caliente al mar, afectando al ecosistema marino local.

3.3.2. Impacto Climático Global

Emisiones de : La solución se basa fundamentalmente en la quema de combustibles fósiles, lo que contradice directamente los objetivos de descarbonización de Canarias para 2040 y las metas del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC).
Fuga de Metano (Methane Slip): La narrativa del «gas limpio» es engañosa. Los motores de gas son propensos a la «fuga de metano», la liberación de metano sin quemar a la atmósfera. El metano es un gas de efecto invernadero con un potencial de calentamiento global entre 84 y 86 veces superior al del CO2 en un horizonte de 20 años. Este factor, a menudo ignorado, puede hacer que el impacto climático total de la generación con GNL sea significativamente peor de lo que sugieren las cifras oficiales de CO2.

3.3.3. Precedentes y Controversias Internacionales

El historial operativo de Karpowership está marcado por desafíos medioambientales y legales en varios países.

Sudáfrica: Las propuestas de la compañía se encontraron con una feroz oposición y múltiples recursos legales por parte de organizaciones ecologistas. El Departamento de Bosques, Pesca y Medio Ambiente (DFFE) denegó la autorización ambiental, citando Evaluaciones de Impacto Ambiental (EIA) «fundamentalmente defectuosas», una participación pública inadecuada y una evaluación insuficiente de los impactos climáticos y marinos.
Mozambique: Se plantearon preocupaciones similares sobre los impactos en la calidad del aire, la vida marina (incluidas especies amenazadas) y los riesgos de incendio o explosión. El proceso fue criticado por su falta de transparencia y por una evaluación ambiental inadecuada.

En resumen, la central flotante no es solo una planta de energía; es un Caballo de Troya que introduce una dependencia a largo plazo de los combustibles fósiles, una degradación ambiental significativa en la capital de la isla y la importación de un modelo de negocio con un historial documentado de controversias ambientales y regulatorias. La propuesta pide a Gran Canaria que acepte unos estándares ambientales y unos riesgos contractuales que han sido considerados inaceptables en otras naciones, todo ello para una «solución» que no aborda el desafío estratégico fundamental de la isla.

4. Alternativas Estructurales para una Seguridad de Suministro Sostenible y Soberana

Esta sección detalla las soluciones superiores, permanentes y estratégicamente alineadas que ya están en desarrollo o fácilmente disponibles. Estos proyectos no son meras alternativas; son las piedras angulares del futuro energético planificado para la isla.

4.1. La Piedra Angular del Futuro Sistema: La Central de Bombeo Reversible Chira-Soria

Este es el proyecto energético estratégico más importante de la isla. No es simplemente una central eléctrica; es una gigantesca batería natural diseñada específicamente para resolver los problemas de inestabilidad e integración de renovables.

Especificaciones Técnicas: Proporcionará 200 MW de potencia firme y gestionable en modo de turbinación (lo que representa aproximadamente el 36% de la demanda punta de la isla) y una carga de 220 MW en modo de bombeo. De forma crucial, ofrece una capacidad masiva de almacenamiento de energía de 3,5 GWh, suficiente para abastecer a 1/3 de la isla durante 16 horas.
Rol Estratégico: Su función principal es absorber los excedentes de energía renovable (por ejemplo, la energía eólica nocturna) bombeando agua al embalse superior, y devolver esa energía a la red durante las horas de máxima demanda turbinando el agua hacia el embalse inferior. Esto resuelve directamente el problema del vertido de renovables. Además, sus grandes turbinas síncronas proporcionarán la inercia de sistema y los servicios de regulación de frecuencia que se están perdiendo con la retirada de las centrales térmicas.
Estado del Proyecto: El proyecto está en una fase avanzada de construcción, con una inversión superior a los 600 millones de euros, financiación asegurada (incluido un préstamo de 300 millones de euros del Banco Europeo de Inversiones) y las principales obras civiles en marcha. Es un activo tangible y a largo plazo que será propiedad y operado en beneficio de la isla.

4.2. Flexibilidad y Rapidez: El Despliegue de Sistemas de Almacenamiento con Baterías (BESS)

El almacenamiento en baterías es una tecnología complementaria a Chira-Soria, que ofrece una respuesta casi instantánea para el control de frecuencia y un almacenamiento a menor escala para optimizar los activos renovables.

Despliegue Actual: Gran Canaria ya está desplegando sistemas BESS. Hay proyectos en marcha para instalar baterías junto a parques solares en San Bartolomé de Tirajana (600 kWh) y Vega de San Mateo (430 kWh). Existe una clara política para hibridar los parques renovables con almacenamiento con el fin de reducir los vertidos y aportar estabilidad a la red. Una sola instalación de BESS puede aportar 4,1 GWh/año de energía renovable almacenada a la red de Gran Canaria.
Apoyo Estratégico: El Gobierno de España y el IDAE están promoviendo activamente el almacenamiento de energía a gran escala con cientos de millones de euros en ayudas, con el objetivo de instalar gigavatios de nueva capacidad. Esto convierte a los BESS en una solución financieramente atractiva, escalable y de rápido despliegue.

4.3. Modernización de la Red y Gestión de la Demanda

Como se estableció en la Sección 1, una parte fundamental del problema reside en la propia red. Una alternativa crucial, a menudo pasada por alto, es invertir en la «infraestructura blanda» del sistema. Esto incluye una auditoría completa y la modernización de todos los relés de protección, sistemas de control e infraestructura de comunicaciones para garantizar que los esquemas automatizados, como el deslastre de cargas, funcionen según su diseño. Este es un prerrequisito no negociable para una red estable, independientemente del mix de generación.

Gran Canaria no se enfrenta a una elección entre una central flotante y la nada. Se enfrenta a una elección entre un alquiler costoso y contaminante y la aceleración de un portafolio de activos permanentes, limpios y tecnológicamente superiores que ya están en tramitación y diseñados específicamente para resolver los desafíos únicos de la isla. El argumento a favor de la central flotante se basa en ignorar la existencia y el estado avanzado de Chira-Soria y la escalabilidad de los BESS. La elección no es sobre si podemos resolver el problema de forma sostenible, sino sobre tener la voluntad política y estratégica para acelerar las soluciones correctas en lugar de tomar un desvío costoso y perjudicial.

5. Hoja de Ruta Estratégica y Recomendaciones Finales

Esta sección final sintetiza todo el análisis en un marco comparativo directo y proporciona recomendaciones claras y ejecutables para los responsables de la toma de decisiones.

5.1. Análisis Comparativo de Escenarios

Para proporcionar la máxima claridad, las soluciones contrapuestas se comparan a continuación a través de vectores estratégicos clave.

Tabla 1: Comparativa Estratégica de Soluciones de Respaldo de Potencia para Gran Canaria

Métrica Estratégica	Solución Powership	Solución Chira-Soria	Solución BESS (en escala)
Potencia Firme	Alta (ej. 100-480 MW)	Alta (200 MW)	Alta (Modular, escalable)
Capacidad Almacenamiento	Nula. No resuelve el problema del vertido renovable.	Masiva (3,5 GWh). Solución estructural al vertido.	Alta (Modular, escalable)
Inercia y Servicios de Red	Baja (motores alternativos).	Muy Alta (turbinas síncronas). Esencial para la estabilidad.	Alta (sintética, vía inversores, Grid Forming).
Coste (Naturaleza)	OPEX (Alquiler perpetuo, alto coste). Fuga de capital.	CAPEX (Inversión en activo propio). Genera valor local.	CAPEX (Inversión en activo propio).
Impacto Ambiental Local	Muy Negativo. Emisiones (, , ), ruido en zona urbana.	Bajo (obra civil concentrada). Cero emisiones en operación.	Mínimo (huella compacta).
Impacto Climático Global	Muy Negativo. Emisiones de y Metano ().	Nulo/Positivo. Almacena energía renovable.	Nulo/Positivo. Almacena energía renovable.
Soberanía Energética	Negativa. Dependencia de un proveedor externo y de combustibles fósiles importados.	Muy Positiva. Activo estratégico propiedad de la isla, utiliza recursos locales (agua, renovables).	Muy Positiva. Activo local, utiliza renovables.
Alineamiento Estratégico (PNIEC, Descarbonización)	Nulo. Contradice directamente los objetivos de descarbonización.	Total. Es la herramienta clave para alcanzar los objetivos.	Total. Habilitador clave de las renovables.
Tiempo de Despliegue	Medio (meses para contrato e instalación).	Largo (en construcción, finalización en años).	Rápido (meses por proyecto).

La tabla revela que la única ventaja de la central flotante, su velocidad de despliegue, queda drásticamente superada por sus profundas desventajas a largo plazo en todas las demás métricas importantes. Se muestra como un «parche» táctico que causa un daño estratégico. Por el contrario, Chira-Soria no es solo una central, sino un estabilizador integral del sistema y un habilitador de toda la transición renovable, lo que justifica su mayor plazo de ejecución e inversión inicial. Los BESS emergen como la solución complementaria ideal para cubrir brechas de forma rápida.

5.2. Conclusión: Un Atajo Costoso Frente a una Solución Definitiva

La instalación de una central eléctrica flotante es un atajo tentador. Sin embargo, es un desvío caro y contaminante que nos aleja de nuestro destino estratégico: un sistema energético descarbonizado, resiliente y soberano. No resuelve los problemas de fondo del vertido de renovables y la inestabilidad de la red, sino que los enmascara con combustibles fósiles. Las soluciones reales, Chira-Soria y los sistemas BESS, ya están en marcha. El desafío no es la falta de opciones, sino la necesidad de enfocar los esfuerzos y la urgencia para completarlas.

5.3. Recomendaciones

Rechazar la Instalación de una Central Flotante: La solución del «powership» debe ser formalmente rechazada como estrategia a medio o largo plazo debido a sus prohibitivos costes económicos, sus impactos ambientales negativos y su fundamental desalineación con los objetivos de descarbonización de Canarias.
Declarar Chira-Soria como Proyecto de Máxima Prioridad Estratégica: Deben movilizarse todos los recursos administrativos, políticos y financieros disponibles para acelerar la construcción y puesta en marcha de la central de bombeo Chira-Soria. Su finalización es el paso más crítico para garantizar la seguridad energética a largo plazo de Gran Canaria.
Implementar un Plan de Choque para el Despliegue de BESS: Lanzar un plan de emergencia, apoyado por fondos del IDAE y de la UE, para acelerar la instalación de al menos 50-100 MW de almacenamiento en baterías en los próximos 18-24 meses. Se debe dar prioridad a ubicaciones que alivien la congestión de la red y a la hibridación de los parques renovables existentes.
Auditar y Modernizar los Sistemas de Protección y Control de la Red: Ordenar una auditoría inmediata, independiente y exhaustiva de los sistemas de protección y control de la red. El desarrollo de un plan financiado y con plazos definidos para rectificar todas las deficiencias identificadas debe ser una condición indispensable para cualquier planificación energética futura.
Limitar Estrictamente Cualquier Solución de Emergencia Temporal: Si se demuestra la existencia de un déficit de generación inevitable y a corto plazo antes de que estas soluciones puedan implementarse por completo, cualquier contrato temporal para generación externa debe limitarse a la duración mínima indispensable (ej. 12-18 meses, no años), ser adjudicado mediante licitación competitiva y estar contractualmente vinculado a un progreso demostrable en los planes de despliegue de Chira-Soria y BESS.

Obras citadas

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El Gobierno Canario revela la causa del cero energético que afectó a La Palma – La Razón, fecha de acceso: octubre 7, 2025, https://www.larazon.es/canarias/gobierno-canario-revela-causa-cero-energetico-que-afecto-palma_2025061168493cdd4c9357775b881fdc.html
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Karpower in Mozambique – Natural Justice, fecha de acceso: octubre 7, 2025, https://naturaljustice.org/wp-content/uploads/2025/01/PAMPHLET_Karpower-in-Mozambique_Final.pdf
Central hidroeléctrica reversible Soria – Chira en Gran Canaria, fecha de acceso: octubre 7, 2025, https://www.ree.es/sites/default/files/downloadable/folleto_soria_chira.pdf
Chira-Soria – Portal de Noticias del Gobierno de Canarias, fecha de acceso: octubre 7, 2025, https://www3.gobiernodecanarias.org/noticias/tag/chira-soria/
La construcción del Salto de Chira ya tiene declaración de impacto favorable – Canarias7, fecha de acceso: octubre 7, 2025, https://www.canarias7.es/canarias/gran-canaria/salto-chira-informe-20210730114333-nt.html
Instalación hidroeléctrica de bombeo reversible en Salto de Chira – Sener, fecha de acceso: octubre 7, 2025, https://www.group.sener/proyecto/instalacion-hidroelectrica-bombeo-reversible-salto-chira/
Informe Contribución a los ODS 2021 – Redeia, fecha de acceso: octubre 7, 2025, https://www.redeia.com/sites/default/files/publication/2024/04/downloadable/2021_Informe%20Contribucion_ODS.pdf
Las obras de la central de bombeo de 200 megavatios (Mw) del Salto de Chira avanzan a buen ritmo – EFEverde, fecha de acceso: octubre 7, 2025, https://efeverde.com/la-central-de-bombeo-de-200-megavatios-mw-del-salto-de-chira-avanzan-a-buen-ritmo/
La vicepresidenta ha tenido la oportunidad de ver el avance de estas obras y las de toma de agua de Soria. “Este proyecto es una excelente muestra de que, en estos tiempos tan complejos y convulsos, la respuesta de España sigue siendo clara y contundente – Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, fecha de acceso: octubre 7, 2025, https://www.miteco.gob.es/eu/prensa/ultimas-noticias/2025/marzo/sara-aagesen—el-proyecto-de-chira-soria-es-una-excelente-muest/jcr:content/root/container/container-main/container-content/press_release_form.html
INFORME A LA PROPUESTA DE ORDEN POR LA QUE SE APRUEBA LA METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LA RETRIBUCIÓN DE LA INSTALACIÓN HIDRÁUL – Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia | CNMC, fecha de acceso: octubre 7, 2025, https://www.cnmc.es/sites/default/files/4204346.pdf
El BEI y Red Eléctrica impulsan con un préstamo de 300 millones de euros la central hidroeléctrica de Salto de Chira en Canarias, fecha de acceso: octubre 7, 2025, https://www.ree.es/es/sala-de-prensa/actualidad/nota-de-prensa/2024/10/el-bei-y-red-electrica-impulsan-con-un-prestamo-salto-chira
Gran Canaria acelera su transición energética con el despliegue de renovables en San Bartolomé de Tirajana, San Mateo y Valsequillo, fecha de acceso: octubre 7, 2025, https://www.energiagrancanaria.com/2025/07/11/gran-canaria-acelera-su-transicion-energetica-con-el-despliegue-de-renovables-en-san-bartolome-de-tirajana-san-mateo-y-valsequillo/
BOC – 2025/81. Jueves 24 de abril de 2025 – Aununcio 1544 – Gobierno de Canarias, fecha de acceso: octubre 7, 2025, https://www.gobiernodecanarias.org/boc/archivo/2025/081/pda/1544.html
1049 – DECRETO 14/2025, de 10 de marzo, por el que se acuerda la ejecución del proyecto “Hibridación SAE Parque Eólico Piletas I”, en Agüimes, Gran Canaria, expediente ER240004, promovido por Naturgy Renovables, SLU, y se ordena la iniciación de procedimiento de modificación del planeamiento afectado.., fecha de acceso: octubre 7, 2025, https://www.gobiernodecanarias.org/boc/archivo/2025/053/pda/1049.html
El IDAE lanza 700 millones en ayudas para almacenamiento energético a gran escala, fecha de acceso: octubre 7, 2025, https://www.idae.es/noticias/el-idae-lanza-700-millones-en-ayudas-para-almacenamiento-energetico-gran-escala
Previstos en Canarias concursos para instalar 1.361 MW e impulsos al almacenamiento y las redes – pv magazine España, fecha de acceso: octubre 7, 2025, https://www.pv-magazine.es/2025/07/02/previstos-en-canarias-concursos-para-instalar-1-361-mw-e-e-impulsos-al-almacenamiento-y-las-redes/

¿Un «Powership» como solución para Gran Canaria?