Estrategias ITC Canarias: la arquitectura técnica de la descarbonización
Las Estrategias ITC Canarias siguen siendo uno de los trabajos técnicos más completos para entender cómo podría descarbonizarse de verdad el archipiélago. Su valor no está en ofrecer una receta cerrada, sino en algo más importante: mirar la transición energética como un sistema completo.
Durante demasiados años hemos discutido la transición como si fuera una colección de piezas separadas. Autoconsumo, baterías, eólica marina, vehículo eléctrico, hidrógeno verde, geotermia o redes inteligentes aparecen muchas veces como soluciones aisladas. Cada una importa. Algunas importan mucho. Pero ninguna, por sí sola, puede sustituir a un sistema eléctrico insular completo.
Ahí está la gran aportación de las estrategias elaboradas por el Instituto Tecnológico de Canarias para apoyar el Plan de Transición Energética de Canarias. Su enfoque no era simplemente tecnológico. Era sistémico. Y en territorios eléctricos tan frágiles, fragmentados y dependientes del petróleo como las islas Canarias, esa diferencia no es menor.
Es, sencillamente, la diferencia entre una transición energética operable y una suma de buenos deseos.
Un trabajo técnico que merece ser recuperado
El Gobierno de Canarias sometió a información pública la versión inicial del PTECan-2030 y su Estudio Ambiental Estratégico en mayo de 2023, después del proceso de evaluación ambiental estratégica iniciado previamente.
Ese contexto resulta importante. Las estrategias del ITC nacieron para apoyar una planificación energética amplia, orientada a reducir emisiones, aumentar renovables y transformar el sistema energético canario.
IDECanarias identifica esas estrategias como trabajos desarrollados y publicados por la Dirección General de Energía mediante encargo al Instituto Tecnológico de Canarias. Entre ellas figuran las relativas a autoconsumo fotovoltaico, almacenamiento energético y vehículo eléctrico.
El Observatorio de la Energía de Canarias enumera ocho estrategias principales: autoconsumo fotovoltaico, almacenamiento energético, vehículo eléctrico, generación gestionable, geotermia, energías renovables marinas, hidrógeno verde y gestión de demanda y redes inteligentes.
Esa lista ya dice mucho. No estamos ante un documento pensado para defender una sola tecnología. Estamos ante una arquitectura técnica que intenta ordenar el conjunto de piezas necesarias para descarbonizar Canarias.
Una visión de sistema, no una suma de tecnologías
Conviene subrayarlo desde el principio. Las estrategias ITC Canarias no deben leerse como documentos intocables. Tampoco como una foto eterna de la realidad.
Fueron elaboradas en un contexto tecnológico, regulatorio y político concreto. Desde entonces han cambiado los costes, las prioridades, la madurez de algunas soluciones y el propio marco normativo canario.
Pero una cosa es que necesiten actualización y otra muy distinta es ignorar su valor. En lo esencial, siguen planteando una lección vigente: descarbonizar Canarias exige actuar a la vez sobre generación, almacenamiento, red, demanda, movilidad, gestionabilidad y estabilidad eléctrica.
Esa es la idea que debería guiar cualquier debate serio sobre el futuro energético del archipiélago.
Autoconsumo fotovoltaico: imprescindible, pero no autosuficiente
La estrategia de autoconsumo fotovoltaico parte de una realidad evidente. Canarias tiene un recurso solar magnífico y una enorme superficie edificada susceptible de producir electricidad cerca del consumo.
El análisis técnico identificó un potencial físico de hasta 11.233 MW en cubiertas. La cifra es enorme. Precisamente por eso debe interpretarse bien: potencial físico no equivale a potencia integrable sin límites.
La propia estrategia acotaba un escenario de planificación técnica mucho más razonable, con 1.271 MW de autoconsumo. Ese escenario se diseñaba para que los excedentes no superasen el 10% de la demanda anual del usuario.
Según la planificación analizada, ese nivel de despliegue permitiría integrar unos 1.588,1 GWh/año y evitar alrededor de 1.248 ktCO₂ equivalentes anuales. La inversión estimada se situaba en 262 millones de euros, de los cuales 230 millones corresponderían a mecanismos de apoyo o subvención.
El límite técnico del autoconsumo
Estos datos permiten sacar una conclusión limpia. El autoconsumo es una herramienta poderosísima, pero necesita límites técnicos, almacenamiento, gestión de excedentes y coordinación con la red.
No basta con decir “llenemos los tejados de placas”. Suena bien, pero no resuelve el problema completo.
En sistemas insulares, la producción fotovoltaica masiva y simultánea puede concentrarse en las mismas horas. Cuando esa producción no encuentra consumo, almacenamiento o capacidad de evacuación, aparece el vertido.
También pueden surgir tensiones en la red de distribución si el despliegue se hace sin planificación. Además, cuando se presenta como alternativa total a la red, se incurre en una simplificación peligrosa.
El autoconsumo debe ser una pieza central de la transición energética canaria. Debe crecer mucho más. También debe democratizar la energía, reducir factura y acercar producción y consumo.
Pero no puede sustituir por sí solo a un sistema eléctrico insular que necesita frecuencia, tensión, reservas, protección, estabilidad y respaldo ante contingencias.
Dicho de forma sencilla: el autoconsumo ayuda a descarbonizar Canarias, pero Canarias no se descarboniza solo con autoconsumo.
Almacenamiento energético: la bisagra del sistema renovable
La estrategia de almacenamiento energético acierta al clasificar las necesidades en tres escalas: almacenamiento a nivel de usuario, almacenamiento en redes y almacenamiento a gran escala.
Esa distinción es fundamental. Una batería doméstica, una batería en una subestación y una central hidroeléctrica reversible no cumplen la misma función. Todas almacenan energía, pero no todas prestan los mismos servicios eléctricos.
El diagnóstico de fondo era claro: un sistema basado en eólica y fotovoltaica necesita desacoplar, al menos parcialmente, el momento en que se produce la electricidad y el momento en que se consume.
En Canarias, esa necesidad es todavía más intensa. Cada isla funciona como un sistema pequeño, débil y con menor capacidad de compensar desequilibrios.
Las cifras del reto
Los escenarios más ambiciosos muestran la magnitud del desafío. Para alcanzar coberturas muy elevadas de la demanda de las edificaciones mediante fotovoltaica y baterías, se estimaban necesidades del orden de 7.739 MW fotovoltaicos asociados a 5.783 MW / 5.572 MWh en baterías.
La inversión asociada se situaba en torno a 20.376 millones de euros. A gran escala, la estrategia proyectaba la necesidad de alcanzar unos 9.100 MWh de capacidad de almacenamiento en 2040.
La cifra impresiona, pero lo relevante no es solo el volumen. Lo importante es la función.
El almacenamiento permite aprovechar excedentes renovables, cubrir horas sin sol ni viento, modular rampas, reducir vertidos y apoyar la operación. En islas, además, puede contribuir a la seguridad del suministro si se integra con criterios de estabilidad y control.
Ni adorno ni solución universal
Aquí conviene evitar otro exceso frecuente. Las baterías son necesarias, pero no son una solución universal.
El bombeo hidroeléctrico reversible ofrece almacenamiento de gran escala y puede aportar servicios eléctricos de gran valor. Las baterías responden con rapidez, aunque tienen límites de duración, degradación, coste, dependencia de materiales críticos y comportamiento ante fallos.
El almacenamiento térmico, el hidrógeno y la gestión de demanda pueden complementar el cuadro. Ninguno debe venderse como milagro.
La transición energética canaria necesita almacenamiento. Mucho. Pero necesita, sobre todo, almacenamiento bien situado, bien dimensionado y bien integrado en la operación del sistema.
Vehículo eléctrico: nueva demanda y posible recurso flexible
La electrificación del transporte es inevitable si Canarias quiere reducir su dependencia del petróleo.
La estrategia del vehículo eléctrico partía de un diagnóstico muy claro. En 2019 apenas había 2.898 vehículos eléctricos sobre un parque móvil de alrededor de 1,72 millones de vehículos, con solo un 1,11% de tecnologías alternativas.
A partir de ahí, proyectaba un crecimiento muy intenso: 466.968 vehículos eléctricos en 2030 y 1.588.339 en 2040. La demanda eléctrica asociada podría superar los 5.800 GWh anuales.
Estos datos muestran la escala de la transformación. Electrificar el transporte no significa solo cambiar motores. Supone modificar la curva de demanda eléctrica del archipiélago.
También exige instalar puntos de recarga, reforzar redes de distribución y decidir cuándo se carga, dónde se carga y con qué señales económicas.
Cargar bien o cargar mal
Bien gestionado, el vehículo eléctrico puede ser una bendición para el sistema. Puede cargar en horas solares, absorber excedentes renovables y desplazar demanda hacia momentos favorables.
Incluso podría prestar servicios mediante tecnologías V2G o V2H cuando estén suficientemente maduras y reguladas.
Mal gestionado, puede convertirse en una fuente de problemas locales. Una recarga simultánea en punta de tarde puede tensionar transformadores, aumentar demanda en horas desfavorables y obligar a mantener más generación fósil de respaldo.
No hace falta dramatizar. Basta con decir la verdad técnica: sin gestión inteligente de carga, la electrificación del transporte puede trasladar parte del problema desde el depósito de combustible hasta la red de baja y media tensión.
La prioridad, por tanto, no debería ser solo vender más vehículos eléctricos. Debe ser electrificar con inteligencia.
Generación gestionable: sustituir energía no basta
La estrategia de generación gestionable aborda una de las cuestiones menos cómodas del debate energético.
Para abandonar combustibles fósiles no basta con sustituir energía anual. También hay que sustituir potencia firme, capacidad de regulación, reservas, control de tensión, inercia, potencia de cortocircuito y respuesta ante perturbaciones.
El diagnóstico sobre el parque térmico canario era severo. De 93 unidades térmicas disponibles en 2020, con una potencia conjunta de 2.303 MW, 46 unidades ya habían superado su vida útil regulatoria, sumando 1.586 MW.
La modelización indicaba que, para 2030, el 62,4% del parque actual estaría fuera de su vida útil regulatoria. Apenas 866 MW quedarían vigentes.
La estrategia planteaba cubrir las necesidades de potencia firme mediante unidades más flexibles, recursos gestionables renovables, bombeos, geotermia, biomasa, biogás o combustibles renovables como el hidrógeno verde.
También estimaba una necesidad adicional de 740 MW de potencia de categoría A para 2030 en el conjunto regional.
La pregunta incómoda
Este apartado sigue siendo crucial. Canarias no puede cerrar generación fósil síncrona sin haber construido antes los recursos que sustituyan sus funciones.
El error sería pensar que un megavatio renovable variable equivale operativamente a un megavatio térmico gestionable. No equivale.
Puede producir energía más limpia y barata en muchas horas. Sin embargo, no aporta automáticamente los mismos servicios eléctricos.
La descarbonización seria debe responder a una pregunta incómoda: cuando no haya suficiente viento ni sol, cuando haya una perturbación, cuando una línea dispare o cuando la tensión se deteriore, ¿qué recurso sostiene el sistema?
Esa pregunta no es una excusa para retrasar la transición. Es justo lo contrario. Es la razón por la que hay que acelerar almacenamiento, bombeo, geotermia, redes, compensación síncrona, control avanzado y generación renovable gestionable.
Geotermia: la renovable firme que Canarias debe tomarse en serio
La geotermia tiene una virtud especialmente valiosa para un sistema insular. Puede aportar generación renovable no dependiente de la meteorología.
Si el recurso se confirma en condiciones explotables, su contribución sería de enorme interés técnico.
La estrategia identificaba posibilidades en islas como Tenerife, Gran Canaria, La Palma o Lanzarote, con recursos de distinta naturaleza y grados de madurez.
También señalaba que las potencias unitarias por planta deberían situarse en torno a 10-20 MW para no saturar redes locales. El coste de un sondeo profundo de investigación a unos tres kilómetros se estimaba entre 10 y 30 millones de euros.
El objetivo planteado para 2030 era movilizar hasta 460 millones de euros para alcanzar 30 MW instalados.
Potencial sí, certeza no
La geotermia debe abordarse con entusiasmo, pero sin ingenuidad. El potencial volcánico no garantiza por sí solo un proyecto eléctrico viable.
Hacen falta temperatura, permeabilidad, caudal, profundidad razonable, permisos, aceptación social y seguridad ambiental.
Aun así, sería un error no explorarla con ambición. En sistemas eléctricos aislados, una generación renovable firme vale mucho más que su energía anual.
Puede reducir dependencia de combustibles fósiles, aportar estabilidad, disminuir necesidades de almacenamiento de corta duración y mejorar la operación en horas sin viento ni sol.
Canarias debe mirar la geotermia como una apuesta estratégica, no como una promesa decorativa. También debe asumir su riesgo exploratorio.
La geotermia no se decreta. Se investiga, se perfora, se mide y se confirma.
Renovables marinas: el océano como frontera energética
La estrategia de energías renovables marinas parte de una evidencia física: Canarias tiene poco suelo, mucha presión territorial y un recurso marino notable.
En especial, la eólica marina flotante aparece como una de las pocas tecnologías capaces de aportar grandes volúmenes de energía renovable sin ocupar más superficie terrestre.
El análisis técnico manejaba más de 4.000 horas equivalentes anuales para el recurso eólico marino. Además, estimaba un potencial regional de 2.499 MW de eólica flotante para 2040.
La distribución prevista era significativa: 1.089 MW en Gran Canaria, 505 MW en Tenerife, 430 MW en Lanzarote y 435 MW en Fuerteventura. También se señalaba un potencial técnico de 313 MW para energía undimotriz mediante convertidores de 250 kW.
El mar no elimina los conflictos
Estos números explican por qué el océano importa. La electrificación del transporte, la producción de hidrógeno verde y la sustitución de generación fósil requieren mucha energía renovable.
Las cubiertas ayudan, pero no bastan. La eólica terrestre es necesaria, aunque choca con límites territoriales. La fotovoltaica en suelo debe planificarse con sensibilidad.
En ese contexto, el océano no es un lujo. Es parte del tablero.
Ahora bien, la eólica marina flotante tampoco es una solución sin impactos. Requiere ordenación marítima, compatibilidad con pesca, navegación, defensa, biodiversidad, puertos preparados, evacuación eléctrica, cadenas logísticas y aceptación social.
Canarias no debe mirar al mar con ingenuidad, pero tampoco con miedo. La transición energética en un archipiélago necesita explorar con seriedad todas sus fronteras: el tejado, la red, la montaña, el subsuelo y también el océano.
Hidrógeno verde: vector útil, no religión energética
El hidrógeno verde ocupa un lugar delicado en cualquier planificación energética. Puede ser muy útil, pero se exagera con facilidad.
La estrategia lo situaba como vector para sectores difíciles de electrificar directamente: transporte pesado, navegación, aviación, combustibles sintéticos, industria y almacenamiento químico de larga duración.
Las cifras manejadas eran relevantes: unos 427 MW de electrolizadores en 2030, con una producción anual superior a 45.130 toneladas de hidrógeno.
Gran Canaria y Tenerife concentrarían alrededor de 170 MW cada una. El coste de producción local se estimaba, en la década de 2020, entre 5 y 6,5 €/kg, con la necesidad de bajar hacia el entorno de 3 €/kg para competir en determinados usos frente al diésel.
Usarlo donde tenga sentido
El hidrógeno puede cumplir varias funciones. Puede absorber excedentes renovables, descarbonizar usos donde la batería no es práctica y servir como vector químico para combustibles sintéticos.
En Canarias, además, puede tener interés portuario, industrial y logístico.
Pero hay que decirlo con claridad: el hidrógeno no debe utilizarse donde la electrificación directa sea más eficiente. Producirlo, comprimirlo, almacenarlo, transportarlo y volver a convertirlo en electricidad implica pérdidas importantes.
Por eso, su uso debe reservarse para aplicaciones donde aporte valor real.
La transición energética no necesita modas. Necesita jerarquía técnica. Primero, eficiencia. Después, electrificación directa cuando sea posible. Más tarde, hidrógeno verde donde tenga sentido.
Ese orden importa.
Gestión de demanda y redes inteligentes: el consumo también debe cambiar
La estrategia de gestión de demanda y redes inteligentes rompe con una idea clásica: la demanda ya no puede ser un bloque pasivo que el sistema debe seguir a cualquier precio.
Durante décadas, el sistema eléctrico se organizó bajo una lógica sencilla: la generación seguía a la demanda. En un sistema con alta penetración renovable, parte de la demanda debe aprender a seguir a la generación.
No se trata de pedir sacrificios heroicos a la ciudadanía. Se trata de automatización, señales adecuadas, agregadores, cargas flexibles y redes capaces de coordinar recursos distribuidos.
La estrategia identificaba que aproximadamente el 30% de la demanda residencial —termos y electrodomésticos diferibles— y el 15% del consumo del ciclo del agua podían ser gestionables.
También planteaba alcanzar 768 GWh/año de capacidad de gestión en 2030 y 1.516 GWh/año en 2040. En términos físicos, esa flexibilidad equivaldría en 2040 a una batería de 505 MW y 1.516 MWh.
La flexibilidad como infraestructura invisible
El concepto es poderoso. Un termo eléctrico puede actuar como acumulador térmico. Una desaladora puede desplazar consumos. Una estación de bombeo de agua puede funcionar en horas renovables.
Además, un vehículo eléctrico puede cargar cuando el sistema lo agradece. Miles de pequeñas decisiones automatizadas pueden reducir inversiones, vertidos y emisiones.
Pero para eso hacen falta redes inteligentes de verdad. La estrategia hablaba de arquitecturas AMI con capas HAN, NAN y WAN: vivienda, barrio y sistema.
Esa estructura permitiría pasar de una red que solo mide a una red que coordina, optimiza y responde.
La dificultad no es solo tecnológica. También es regulatoria. Si la flexibilidad no se remunera, si los agregadores no tienen espacio claro y si el consumidor no percibe beneficios, la gestión de demanda quedará en una bonita promesa.
La estabilidad eléctrica: donde se separa la ingeniería del eslogan
Canarias no puede descarbonizarse contando solo kilovatios hora. En sistemas eléctricos insulares, tan importante como producir energía limpia es mantener estable el sistema segundo a segundo.
La frecuencia, la tensión, la inercia, la potencia de cortocircuito, la capacidad de regulación, la respuesta ante fallos y las reservas no son detalles menores. Son la base silenciosa que permite que una sociedad moderna funcione.
Las estrategias del ITC incorporaban buena parte de esta complejidad al hablar de almacenamiento, generación gestionable, redes inteligentes y gestión de demanda.
Sin embargo, vistas desde 2026, hay dos elementos que merecen mayor protagonismo técnico: los convertidores grid forming y los compensadores síncronos.
Grid forming: una pieza que entonces estaba más incipiente
Cuando se elaboraron las estrategias, el grid forming estaba en una fase de desarrollo mucho más incipiente.
Hoy se reconoce cada vez más su importancia en sistemas con alta penetración de recursos conectados mediante electrónica de potencia. Los inversores grid forming pueden contribuir a formar la red, no solo a seguirla.
Eso significa que pueden ayudar a sostener frecuencia y tensión en sistemas con menor presencia de máquinas síncronas. Su potencial es enorme, especialmente para baterías y otros recursos basados en electrónica de potencia.
Aun así, conviene no venderlos como una varita mágica. La integración masiva de recursos basados en inversores abre nuevas necesidades de estabilidad, potencia de cortocircuito, fortaleza de red y respuesta dinámica.
En Canarias, su despliegue debe analizarse con modelos dinámicos rigurosos, ensayos, procedimientos claros y criterios de operación prudentes.
Compensadores síncronos: una ausencia relevante
El segundo elemento que se echa en falta con más claridad es una consideración estratégica de los compensadores síncronos.
Estos equipos no producen energía, pero pueden aportar servicios eléctricos esenciales. Entre ellos están la inercia, la potencia de cortocircuito, el soporte dinámico de tensión y la robustez ante perturbaciones.
En Canarias, esta cuestión debería ocupar un lugar relevante. A medida que se sustituyen grupos térmicos por renovables conectadas mediante electrónica de potencia, disminuyen la inercia física y la potencia de cortocircuito.
Los compensadores síncronos pueden ayudar a cubrir parte de ese vacío. No son la única respuesta, pero sí una herramienta madura, conocida y muy alineada con las necesidades de sistemas insulares débiles.
El mensaje técnico es claro: si apagamos máquinas síncronas fósiles, debemos sustituir no solo su energía, sino también algunas de sus funciones eléctricas.
Qué sigue vigente y qué debe actualizarse
Las estrategias siguen plenamente vigentes en su idea central: Canarias necesita una transición energética de sistema.
No basta con instalar renovables. Hay que integrarlas. Tampoco basta con electrificar coches. Hay que gestionar su carga.
Hablar de hidrógeno tampoco resuelve nada por sí mismo. Hay que ubicarlo donde aporte valor. Promover autoconsumo es imprescindible, pero debe coordinarse con almacenamiento, red y demanda.
También sigue vigente la advertencia sobre la generación gestionable. La retirada progresiva de unidades térmicas antiguas debe acompasarse con recursos firmes y servicios eléctricos alternativos.
La transición no puede poner en riesgo la seguridad de suministro. Al contrario, debe mejorarla.
Actualizar sin tirar el trabajo hecho
Lo que debe actualizarse es igual de importante. Hay que revisar costes actuales, madurez tecnológica, regulación europea, avances del grid forming, papel de compensadores síncronos, mercados de flexibilidad, eólica marina flotante, evolución real del vehículo eléctrico, almacenamiento de larga duración y posibilidades reales de la geotermia.
También debe actualizarse el enfoque social. La transición energética no se impondrá solo con mapas, decretos o subastas.
Necesita pedagogía, participación, sensibilidad territorial y beneficios compartidos. Canarias no puede permitirse ni el bloqueo permanente ni la barra libre. Ambos extremos llevan al fracaso.
Descarbonizar Canarias exige mirar el sistema completo
Las estrategias del ITC dejan una enseñanza que conviene repetir: una isla no se descarboniza por piezas sueltas.
Se descarboniza combinando autoconsumo en cubiertas, renovables terrestres bien planificadas, eólica marina donde sea viable, almacenamiento de distintas escalas, bombeos, geotermia si se confirma el recurso, hidrógeno en usos adecuados, redes inteligentes, demanda flexible, movilidad eléctrica gestionada y recursos de estabilidad eléctrica.
Ese enfoque es menos vistoso que un eslogan. También es más difícil de explicar. Pero es el único que respeta la realidad física de los sistemas eléctricos insulares.
Canarias tiene una responsabilidad climática evidente. La dependencia de combustibles fósiles importados no solo agrava las emisiones. También nos hace vulnerables, encarece el sistema, debilita nuestra soberanía energética y nos ata a un modelo del siglo XX.
La transición energética no es una opción estética. Es una necesidad climática, económica y operativa. Pero debe hacerse bien. Con rigor, con red, con almacenamiento, con estabilidad, con territorio y con ciudadanía.
Conclusión: recuperar la inteligencia técnica
Las Estrategias ITC Canarias no son el final del camino. Son, más bien, una base de partida que merece ser recuperada, actualizada y explicada mejor.
Su valor no está solo en las cifras, aunque muchas sean muy relevantes. Está en la mirada de conjunto.
Canarias no necesita elegir entre renovables y seguridad de suministro. Necesita diseñar renovables con seguridad de suministro.
Tampoco tiene que escoger entre autoconsumo y red. Necesita autoconsumo apoyado en una red más inteligente.
El territorio y el clima no deberían enfrentarse como enemigos irreconciliables. La tarea consiste en planificar para proteger ambos.
El futuro energético del archipiélago no se resolverá con una tecnología salvadora. Tampoco con una consigna política. Se resolverá con ingeniería, planificación, sensibilidad territorial y una voluntad clara de abandonar los combustibles fósiles sin poner en riesgo la estabilidad del sistema.
La transición energética canaria exige menos ruido y más sistema. Menos ocurrencia y más ejecución. Menos simplificación y más inteligencia técnica.
Quizá esa sea la mayor lección de aquellas estrategias: el camino estaba bastante mejor dibujado de lo que a veces parece. Lo que falta ahora es tener la valentía de recorrerlo con seriedad.
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