Baterías en Canarias: una avalancha sin planificación
Las baterías en Canarias han pasado en muy poco tiempo de ser una necesidad repetida en estudios y discursos a protagonizar una auténtica avalancha de proyectos. En principio, debería alegrarnos. Un sistema eléctrico aislado necesita almacenamiento para integrar renovables, reducir vertidos y disminuir la dependencia de las centrales que todavía queman combustibles fósiles.
La inquietud aparece cuando dejamos de contar contenedores y miramos dónde se están colocando. Después de revisar decenas de expedientes, no hemos encontrado una planificación locacional pública que explique dónde necesita realmente el sistema cada batería, qué problema debe resolver y qué prestaciones eléctricas debería aportar en ese punto concreto.
Y eso ya no es una cuestión menor. Estamos hablando de cómo será una parte fundamental del sistema eléctrico canario durante los próximos años.
Baterías en Canarias: casi 1,5 GWh que necesitan explicación
El informe técnico que acompañamos al final de esta entrada identifica, con fecha de corte 20 de septiembre de 2026, un mínimo documental confirmado de 40 unidades BESS stand-alone correspondientes a 39 expedientes administrativos.
No pretendemos presentarlo como un censo oficial cerrado. Los procedimientos están dispersos entre el Boletín Oficial de Canarias, la Sede electrónica y distintas fases administrativas. Además, algunos expedientes muy recientes solo habían aparecido en el tablón de la Sede a nuestra fecha de corte.
Aun con esa cautela, el volumen resulta impresionante: alrededor de 1,5 GWh de capacidad de almacenamiento identificada.
Y la distribución está lejos de ser homogénea.
En Los Realejos hemos localizado más de 213 MWh. Una parte importante pertenece a expedientes Capella, Polaris y Sirius publicados recientemente en la Sede electrónica y cuyo correspondiente BOC todavía no habíamos localizado el 20 de septiembre. Muelle Grande alcanza 120 MWh, Arona supera los 112 MWh, La Paterna ronda los 110 MWh y Marzagán rebasa los 100 MWh.
Son concentraciones suficientemente grandes para hacerse una pregunta elemental: ¿por qué ahí?
Conseguir conexión no convierte un emplazamiento en óptimo
Un promotor privado actúa de manera perfectamente racional. Busca suelo compatible, acceso a la red, costes de conexión asumibles y unas condiciones administrativas que permitan desarrollar la inversión.
Eso forma parte del funcionamiento normal del mercado.
La dificultad surge cuando confiamos en que la suma de esas decisiones individuales termine produciendo espontáneamente la arquitectura de almacenamiento que más necesita Tenerife-La Gomera, Gran Canaria o Lanzarote-Fuerteventura.
Una batería puede ser rentable, técnicamente correcta y disponer de permiso de acceso. Aun así, puede existir otro emplazamiento donde la misma inversión proporcione un valor mucho mayor al conjunto del sistema.
La ubicación tiene una importancia diferente dependiendo del problema que queramos resolver. Para trasladar un excedente solar del mediodía hacia la punta nocturna existen muchos puntos potencialmente útiles. Para aliviar una congestión determinada, controlar tensión o reforzar una zona eléctricamente débil, la situación cambia por completo.
El nudo importa.
Los vertidos no explican por sí solos dónde están apareciendo los BESS
Los datos de nuestro Observatorio Energético de Canarias ofrecen una pista muy valiosa. En julio de 2026 se registraron 28.571,84 MWh de energía renovable no integrada en Canarias.
De ellos, solo 16,83 MWh aparecen asociados a restricciones técnicas. Los restantes 28.555,01 MWh corresponden a balance.
La diferencia es fundamental para entender qué puede aportar una batería.
Cuando el problema es temporal —sobra producción renovable a una hora y faltará unas horas después— el almacenamiento puede resultar útil en distintos puntos de un mismo sistema eléctrico, siempre que la red permita los flujos necesarios.
Una congestión física funciona de otra manera. La batería debe encontrarse eléctricamente en el lugar adecuado para descargar realmente el elemento saturado.
El informe de ESIOS de marzo de 2026 refuerza esta cautela. En Gran Canaria, San Mateo registró 0,81 MWh de ERNI por restricciones de red y Marzagán 0,40 MWh, mientras otros nudos como Matorral, Aldea Blanca, El Escobar o Arinaga presentaron valores superiores.
Un mes nunca basta para decidir si una ubicación es buena o mala. Tampoco conocemos públicamente todos los condicionantes dinámicos, contingencias o necesidades futuras de esos nudos.
Pero sí podemos descartar una explicación demasiado cómoda: los grandes clústeres BESS no aparecen simplemente donde mayores son los vertidos locales por congestión.
Guardar electricidad es solo una parte de lo que necesitamos
Hace unas semanas analizamos en BESS grid forming: el dato que Canarias no publica un problema que ahora adquiere todavía más importancia.
Una batería no queda suficientemente descrita diciendo cuántos MW puede entregar y cuántos MWh almacena. El convertidor, su filosofía de control y las prestaciones comprometidas pueden transformar completamente su valor para el sistema.
Importa conocer su capacidad de regulación de frecuencia y tensión, su comportamiento en redes débiles, la respuesta frente a perturbaciones y si puede funcionar como grid-forming cuando esa prestación resulte necesaria. También interesa saber si dispone de arranque autónomo o black-start, y en qué condiciones podría colaborar en la formación de una isla eléctrica.
No todas las baterías tienen que hacer todo eso. Sería absurdo exigirlo.
Precisamente por eso necesitamos decidir qué servicio hace falta en cada emplazamiento antes de acumular allí decenas o cientos de MWh.
La cuestión resulta especialmente relevante porque varios proyectos aparecen alrededor de nudos que han figurado limitados por potencia de cortocircuito. En esos lugares almacenar energía puede ser útil, pero las prestaciones dinámicas del convertidor pueden resultar todavía más importantes.
Los propios proyectos ya nos han dado motivos para exigir más
En Canarias Sostenible hemos auditado recientemente instalaciones concretas. En BESS Tacoronte 1: las dudas que debe resolver el proyecto encontramos discrepancias que obligaban a diferenciar entre potencia, energía y autonomía declarada.
Poco después, la revisión de BESS Tucana VIII: cuando el control de calidad llega tarde volvió a revelar contradicciones y problemas de trazabilidad en una documentación sometida a información pública.
Aquellas auditorías no cuestionaban la necesidad del almacenamiento. Todo lo contrario. Cuando una tecnología va a ser esencial para abandonar los combustibles fósiles, deberíamos exigir proyectos especialmente sólidos y una Administración capaz de contemplar algo más que cada expediente por separado.
La Dirección General de Energía recibe y tramita esas instalaciones mediante los procedimientos administrativos correspondientes. Pero un sistema eléctrico no funciona expediente a expediente.
Funciona como un conjunto interdependiente.
Falta un mapa público de necesidades
En la documentación pública revisada no hemos encontrado una herramienta que consideramos elemental: un mapa de necesidades de almacenamiento y servicios de sistema por zonas eléctricas.
Si existe un estudio de esas características dentro de la Administración, del operador del sistema o de las distribuidoras, sería muy conveniente hacerlo público.
Y si no existe, deberíamos elaborarlo antes de que una inversión de enorme magnitud termine condicionando durante años la arquitectura del almacenamiento canario.
Ese mapa debería identificar, al menos:
- necesidades de absorción de excedentes renovables y duración del almacenamiento;
- congestiones de red y limitaciones de transformación;
- zonas con problemas de tensión o baja fortaleza eléctrica;
- necesidades de reserva, regulación y respuesta rápida;
- requerimientos grid-forming y de reposición;
- evolución prevista de generación, demanda y redes.
Entonces empezaríamos a saber por qué hacen falta 100 MWh en un nudo y quizá 20 en otro.
La regulación ya reconoce que almacenar tiene valor sistémico
El propio Ministerio para la Transición Ecológica está adaptando el marco regulatorio de los territorios no peninsulares. En la propuesta de modificación del Real Decreto 738/2015 se plantea incorporar expresamente tanto el almacenamiento stand-alone como las instalaciones hibridadas al despacho eléctrico.
El MITECO reconoce su capacidad para aumentar la flexibilidad, integrar más renovables y reducir el funcionamiento de los grupos convencionales que utilizan combustibles fósiles.
Es una dirección correcta, pero debemos avanzar un paso más.
Canarias necesita saber cuánto almacenamiento requiere cada sistema eléctrico, dónde aporta mayor valor y qué funciones deberá prestar.
También debemos planificar la duración. Muchos proyectos comerciales se mueven en configuraciones de unas pocas horas, aunque los anuncios administrativos no siempre permiten determinar con claridad la duración útil real.
Nuestros sistemas tendrán excedentes solares de mediodía, puntas nocturnas, jornadas de escaso viento, contingencias súbitas y situaciones de reposición. Una única configuración tecnológica difícilmente resolverá todas esas necesidades.
Baterías, bombeos, flexibilidad de demanda y almacenamiento de mayor duración deberán complementarse.
El mercado necesita señales para hacer lo que necesita el sistema
No corresponde exigir a un promotor privado que elija voluntariamente el emplazamiento que maximiza el beneficio colectivo si otra ubicación ofrece mayor rentabilidad.
La responsabilidad está en las reglas del juego.
Cuando determinados nudos aporten mayor valor al sistema, las señales regulatorias o económicas deberían reconocerlo. Si una zona necesita grid-forming, regulación de tensión, reserva o capacidad de reposición, esas prestaciones tendrán que exigirse o remunerarse.
El mercado puede decidir quién invierte y competir por hacerlo mejor.
La planificación debe definir previamente qué necesitamos conseguir.
Todavía estamos a tiempo
El boletín mensual de Red Eléctrica de mayo de 2026 contabilizaba solamente 5,1 MW de baterías instaladas en Canarias. Frente a esa realidad operativa, la cartera administrativa que está apareciendo es enorme.
Eso significa que una parte sustancial del sistema de almacenamiento futuro todavía está sobre el papel.
Tenemos, por tanto, una oportunidad magnífica.
Las baterías en Canarias serán imprescindibles para sustituir generación fósil y permitir una penetración renovable mucho mayor. Sería una enorme equivocación confundir esa necesidad con la obligación de aceptar cualquier distribución territorial simplemente porque haya encontrado suelo y acceso.
La transición energética exige instalar almacenamiento. También exige pensar qué batería, para qué servicio y en qué nudo.
El informe técnico que adjuntamos a esta entrada intenta empezar a responder esa pregunta utilizando exclusivamente información pública. Sus conclusiones no dicen que las baterías proyectadas estén mal ubicadas. Dicen algo más incómodo: con la información disponible, nadie nos ha demostrado todavía que estén ubicadas donde más las necesita el sistema.
Y antes de llenar el mapa de puntos BESS, esa explicación debería existir.
Almacenar sí. Improvisar, no.
Informe de las instalaciones BESS en Canarias a 20 de septiembre de 2026
Álvaro Medina
Seudónimo editorial de la persona responsable de Canarias Sostenible.
alvaro.medina@canarias-sostenible.es
Telegram:@alvaromedina1
