Análisis Técnico Exhaustivo del Sistema Eléctrico de Gran Canaria: Retos de Operación, Estabilidad y la Hoja de Ruta del Almacenamiento Masivo (2026-2030)

1. Introducción: La Ingeniería de la Transición en un Sistema Aislado

La gestión de un sistema eléctrico aislado como el de Gran Canaria constituye uno de los desafíos más complejos y apasionantes de la ingeniería eléctrica moderna. Como ingenieros con varias décadas de experiencia en la operación de Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE), hemos sido testigos de la evolución de nuestra red: desde un modelo puramente térmico y centralizado, dependiente de la importación de combustibles fósiles, hacia un paradigma híbrido donde la penetración de renovables comienza a desafiar las leyes físicas que han gobernado la estabilidad de la red durante el último siglo.

Este informe técnico tiene como objetivo diseccionar la realidad operativa del sistema eléctrico de Gran Canaria al finalizar 2025, basándose en los datos de generación y demanda de ese año, para proponer una estrategia de almacenamiento energético robusta y tecnológicamente agnóstica pero precisa. A diferencia de los sistemas continentales mallados, donde la interconexión con países vecinos actúa como un amortiguador gigantesco ante desequilibrios, en una isla como Gran Canaria, la física es implacable: la generación debe igualar a la demanda en estricto tiempo real, y cualquier desviación se traduce inmediatamente en variaciones de frecuencia que, de no corregirse en milisegundos, conducen al colapso del sistema o «cero energético».¹

1.1. Enfoque

El análisis que se presenta a continuación no se limita a una lectura superficial de los megavatios hora (MWh) producidos. Profundizaremos en la termodinámica de las centrales térmicas que aún sostienen la red, la dinámica de fluidos de los futuros almacenamientos hidráulicos y la electrónica de potencia avanzada necesaria para que las baterías no sean meros acumuladores, sino garantes de la estabilidad de la onda de tensión. La transición energética en Canarias no es solo una cuestión de instalar paneles solares y aerogeneradores; es una reingeniería completa de los protocolos de operación, las protecciones eléctricas y la gestión de la inercia del sistema.³

En este documento, estructurado para servir como referencia técnica y estratégica, abordaremos la interpretación de los datos de generación actuales, identificando las ineficiencias ocultas tras los números agregados. Posteriormente, desglosaremos las necesidades de almacenamiento clasificándolas por su constante de tiempo de respuesta —desde la inercia sintética de milisegundos hasta el almacenamiento estacional de hidrógeno— y concluiremos con una hoja de ruta crítica para alcanzar los objetivos de descarbonización sin comprometer la seguridad de suministro que la sociedad y la economía canaria exigen.

2. Análisis Forense de la Matriz de Generación: Interpretación de Datos Operativos 2026

Al analizar la tabla de generación eléctrica, correspondiente al escenario operativo de todo 2025, nos encontramos ante una radiografía que revela tanto los avances en la integración renovable como las profundas rigideces estructurales que aún limitan nuestro potencial. Los datos muestran una producción total anual de 3.423.824 MWh, con un reparto tecnológico que merece un desglose técnico pormenorizado por cada fuente de generación y sus implicaciones en la estabilidad del sistema.⁵

2.1. El Bloque Térmico: La Carga Base y el Lastre de la Ineficiencia

A pesar del discurso público centrado en las renovables, la realidad ingenieril es que el sistema eléctrico de Gran Canaria sigue pivotando sobre un eje térmico fósil que garantiza la estabilidad de frecuencia y tensión. Analicemos cada tecnología térmica presente:

2.1.1. Ciclos Combinados (52,4% de la Generación Térmica)

Los Ciclos Combinados (CC), con una producción de 1.794.103 MWh y emisiones de 0,56 tCO2e/MWh, representan la columna vertebral del sistema.⁷ En Gran Canaria, la central de Barranco de Tirajana opera con esta tecnología, que termodinámicamente es la más eficiente del parque fósil al aprovechar los gases de escape de la turbina de gas para generar vapor adicional.

Análisis Operativo:

• Restricción del Mínimo Técnico: El gran problema de los CC en sistemas aislados no es su eficiencia a plena carga, sino su comportamiento a carga parcial. Para mantener la estabilidad, el Operador del Sistema (OS) a menudo debe mantener acoplados grupos 2×1 o 1×1 a su potencia mínima técnica (alrededor del 30-40% de su capacidad nominal) para tener «reserva de subida» ante caídas de viento. Esto obliga a «quemar» gasoil o gas natural incluso cuando hay recurso renovable disponible, provocando vertidos técnicos de energía limpia.⁸
• Emisiones: El factor de 0,56 tCO2e/MWh es aceptable para estándares fósiles, pero en operación insular, con arranques y paradas frecuentes para seguir la curva de pato solar, la eficiencia real cae y las emisiones por unidad de energía útil aumentan.⁸

2.1.2. Turbinas de Vapor (17,0% de la Generación)

Las Turbinas de Vapor (TV), produciendo 583.968 MWh con un factor de emisión de 0,90 tCO2e/MWh, son los «dinosaurios» del sistema. Tecnológicamente obsoletas en términos de eficiencia (Ciclo Rankine convencional), su presencia es, paradójicamente, vital para la seguridad del sistema hoy en día.¹⁰

Justificación Técnica de su Uso:

• Inercia Física: Estas máquinas pesadas poseen grandes masas rotantes (rotores) que almacenan energía cinética. Ante una perturbación súbita (pérdida de un parque eólico), esta inercia se libera instantáneamente a la red, frenando la caída de frecuencia (ROCOF). Retirar precipitadamente estas unidades sin un sustituto de inercia (como condensadores síncronos o Grid Forming) es una imprudencia técnica.⁴
• Control de Tensión: Ofrecen una gran capacidad de corriente de cortocircuito y regulación de reactiva, manteniendo la «rigidez» de la tensión en los nudos de transporte de 66 kV y 220 kV.²

2.1.3. Motores Diésel y Turbinas de Gas (Punta y Reserva)

Los Motores Diésel (85.572 MWh) y Turbinas de Gas (56.223 MWh) actúan como unidades de respuesta rápida o peakers.

• Motores Diésel: Su factor de emisión de 0,68 tCO2e/MWh es engañoso; aunque más eficientes que las turbinas de gas en ciclo abierto, su uso intensivo degrada la calidad del aire local (NOx, SOx). Su ventaja es la modularidad y capacidad de arranque rápido (minutos) frente a las horas de una térmica de vapor.⁸
• Turbinas de Gas (Funcionando con gasoil): Con el factor de emisión más alto (1,12 tCO2e/MWh), son el último recurso. Su uso indica picos de demanda no cubiertos o fallos de previsión renovable. Son máquinas aeroderivadas con rampas de subida violentas, necesarias para evitar apagones pero ruinosas ambiental y económicamente.¹⁰

2.2. El Bloque Renovable: Volatilidad y Penetración

La tabla muestra una penetración renovable del 26,40%, sumando Eólica (695.604 MWh) y Fotovoltaica (208.354 MWh). Aunque es un avance respecto a la década anterior, está lejos de los objetivos del PNIEC para 2030 (que busca superar el 60-70% en sistemas insulares).³

2.2.1. Eólica (20,3% del Mix)

La eólica es la reina renovable de Gran Canaria debido al régimen constante de los vientos Alisios.

• Desafío de la Rampa: La correlación geográfica de los parques (concentrados en el sureste: Arinaga, Pozo Izquierdo, Juan Grande) provoca que si el viento cae en uno, cae en todos casi simultáneamente. Esto genera rampas de bajada de potencia de cientos de MW en minutos, que el parque térmico debe compensar quemando más combustible.¹¹
• Vertidos (Curtailment): En noches de mucho viento y baja demanda (valle nocturno de 300 MW), la eólica podría cubrir el 100% de la demanda. Sin embargo, por seguridad (mantener inercia térmica), se limita su producción, desperdiciando GWh de energía limpia.¹²

2.2.2. Fotovoltaica (6,1% del Mix)

Su aportación es menor pero su impacto en la operación es crítico debido a su concentración horaria.

• Curva de Pato: La inyección masiva de PV a mediodía deprime la demanda neta que ven las centrales térmicas, obligándolas a bajar a mínimos técnicos peligrosos o a desconectarse, para luego tener que arrancar a toda prisa al atardecer cuando el sol se pone y la demanda doméstica repunta.¹
• Falta de Inercia: A diferencia de la eólica (que tiene cierta inercia aerodinámica), la PV es generación estática pura conectada por inversores. Su contribución a la inercia del sistema es nula en configuración convencional Grid Following.¹⁴

2.3. Conclusiones del Análisis de Datos

1. Dependencia Fósil Crítica: El 73,6% de la energía sigue siendo fósil, con un factor de emisiones medio del sistema de 0,48 tCO2e/MWh. Este valor es inaceptablemente alto comparado con el sistema peninsular (aprox. 0,15-0,20 tCO2e/MWh).⁵
2. Rigidez Operativa: La necesidad de mantener térmicas acopladas por servicios auxiliares (inercia, tensión) actúa como un «techo de cristal» para las renovables, provocando vertidos.
3. Ineficiencia Económica y Ambiental: Operar ciclos combinados y turbinas de vapor a cargas parciales dispara el consumo específico y las emisiones, además de acelerar el desgaste mecánico de las unidades.⁹

3. Física de la Estabilidad en Redes Aisladas: El Problema Invisible

Para entender por qué no podemos simplemente «apagar las térmicas y poner más renovables», debemos descender al nivel de la física del sistema eléctrico. En un SEIE como Gran Canaria, las variables de control (frecuencia y tensión) son extremadamente volátiles.²

3.1. Inercia del Sistema y la Ecuación de Oscilación

La estabilidad de frecuencia se rige por la ecuación de oscilación del generador síncrono. En Gran Canaria, al sustituir generadores síncronos (H approx 3-5s) por inversores fotovoltaicos (H approx 0s), el denominador de la inercia total del sistema disminuye. Ante un mismo desequilibrio (ej. disparo de un grupo térmico), la aceleración de la frecuencia (ROCOF) se dispara.

• Riesgo: Si el ROCOF supera 1 Hz/s, las protecciones de los generadores remanentes pueden interpretar el evento como una falta interna y desconectarse para autoprotegerse, provocando un efecto cascada y un apagón total (blackout).¹

3.2. Fortaleza de la Red (Short Circuit Ratio – SCR)

La «fortaleza» de un nudo se mide por su potencia de cortocircuito. Los generadores síncronos inyectan corrientes de falta de 5 a 7 veces su corriente nominal. Los inversores electrónicos, para proteger sus semiconductores (IGBTs), limitan su corriente a 1.1-1.2 veces la nominal.

• Consecuencia: En un sistema dominado por inversores (baja SCR), la tensión se vuelve muy sensible a cambios de potencia activa y reactiva. Esto dificulta la regulación de tensión y puede hacer que las protecciones de distancia de las líneas no detecten correctamente las faltas, dejando fallas activas en la red por más tiempo del seguro.¹⁵

4. Necesidades de Almacenamiento y Tecnologías Habilitadoras

Para romper el techo de cristal del 26,4% de penetración y avanzar hacia el 60-70% sin comprometer la estabilidad, es imperativo desplegar una arquitectura de almacenamiento en capas. No existe una «bala de plata»; necesitamos un mix tecnológico donde cada solución cubra un rango temporal y funcional específico.¹⁶

4.1. Almacenamiento Masivo y Gestión de Energía (GWh)

Necesidad: Desplazar grandes bloques de energía (ej. producción eólica nocturna sobrante) hacia las horas de punta de demanda diurna/vespertina. Cubrir periodos de calma eólica (dunkelflaute) de varios días.

Tecnología: Bombeo Hidráulico Reversible (Salto de Chira)

El proyecto Salto de Chira es la piedra angular de la transición energética en Gran Canaria. No es simplemente una «pila de agua», es una central de regulación masiva.¹⁸

• Capacidad Técnica: 200 MW de potencia en turbinación y bombeo, con una capacidad de almacenamiento de 3,2 a 3,6 GWh (miles de MWh).
• Justificación Ingenieril:
  • Arbitraje Energético: Permite almacenar el excedente eólico nocturno (evitando vertidos) y turbinarlo en las horas pico, aplanando la curva de demanda neta que ven las térmicas.
  • Servicios de Ajuste: Al utilizar máquinas síncronas reversibles, aporta inercia real al sistema, corriente de cortocircuito y capacidad de regulación de tensión, resolviendo los problemas de estabilidad expuestos en la sección 3.
  • Flexibilidad: Las bombas modernas de velocidad variable permiten regular la potencia consumida en modo bombeo, adaptándose a la fluctuación del viento en tiempo real, algo que las bombas antiguas de velocidad fija no podían hacer.

4.2. Almacenamiento de Respuesta Rápida y Potencia (MW)

Necesidad: Regulación primaria y secundaria de frecuencia, control de ROCOF, inercia sintética y suavizado de rampas renovables (ramp-rate control).

Tecnología: Baterías Electroquímicas (BESS)

Las baterías de iones de litio son ideales por su respuesta en milisegundos, inalcanzable para la hidráulica o térmica.¹⁶

• Química Recomendada:Litio-Ferrofosfato (LFP).
  • Seguridad: Mayor estabilidad térmica y menor riesgo de incendio (thermal runaway) que las químicas NMC (Níquel-Manganeso-Cobalto), crucial en instalaciones próximas a zonas habitadas o industriales.
  • Ciclo de Vida: Soportan más ciclos de carga/descarga (6000-8000 ciclos) sin degradación severa, vital para aplicaciones de regulación de frecuencia que requieren micro-ciclos constantes.
  • Coste: Menor dependencia de materiales críticos como el cobalto y níquel.
• Funcionalidad Crítica: Grid Forming (Formación de Red).
  • Es imperativo que los inversores de estos BESS operen en modo Grid Forming (fuente de tensión) y no Grid Following (fuente de corriente). Esto les permite crear instantáneamente la onda de tensión y frecuencia, actuando como un «suelo virtual» para la red y permitiendo el arranque autólogo (black start) tras un apagón.¹⁴
• Dimensionamiento:
  • Sistemas centralizados en nudos críticos (ej. S.E. Sabinal, S.E. El Escobar) para aportar inercia sintética.
  • Hibridación en parques eólicos existentes: Baterías de 2-4 horas de duración dimensionadas al 20-30% de la potencia del parque para evitar vertidos por restricciones de red y suavizar rampas.²¹

4.3. Almacenamiento Estacional y Sectores Difíciles

Necesidad: Qué hacer con los excedentes renovables cuando las presas de Chira están llenas y las baterías cargadas al 100%.

Tecnología: Hidrógeno Verde y Power-to-X

• Proyecto Biogreenfinery (ITC): Gran Canaria ya lidera la investigación con plantas piloto de producción de H2 y combustibles sintéticos (e-fuels) en Pozo Izquierdo.²²
• Aplicación: El H2 no debe verse primordialmente como almacenamiento para re-electrificación (debido a la baja eficiencia del ciclo completo, ~30-40%), sino como vector para descarbonizar el transporte pesado insular (guaguas), marítimo interinsular y aviación, o para producción de amoniaco verde. Actúa como una carga gestionable que absorbe los vertidos «infinitos» de la eólica en regímenes de Alisios fuertes.

4.4. Elementos de Refuerzo de Red

• Condensadores Síncronos: Reutilización de los alternadores de grupos térmicos jubilados (como turbinas de vapor antiguas) para que giren en vacío conectados a la red. Aportan inercia y potencia de cortocircuito sin consumir combustible (solo pequeñas pérdidas).
• Volantes de Inercia (Flywheels): Para estabilización ultrarrápida de frecuencia en subestaciones débiles, como se ha probado en Lanzarote-Fuerteventura.²⁴

5. Estrategia de Implementación y Proyectos Clave

La transición no es teórica; se materializa en proyectos de ingeniería civil y eléctrica de gran envergadura que ya están moldeando el futuro de la isla.

Proyecto / Iniciativa	Tecnología	Capacidad	Función Principal	Estado / Previsión
Salto de Chira	Hidráulica de Bombeo	200 MW / 3.5 GWh	Gestión masiva, inercia, seguridad de suministro.	En construcción (Obras marinas y caverna avanzadas).19
BESS Naos IX	Baterías LFP	9.2 MW / 60 MWh	Arbitraje diario y soporte de tensión en zona sur.	En tramitación administrativa / Licitación.26
Hibridación Eólica	Baterías Li-Ion	~10-20 MW distribuidos	Recorte de picos, reducción de vertidos en parques (La Caleta, El Rodeo).	Proyectos adjudicados/en desarrollo.21
Biogreenfinery	Electrólisis PEM	1-5 MW (Piloto)	I+D combustibles sintéticos, gestión de vertidos.	Operativo (Fase experimental).22

5.1. El Caso de las Licitaciones Públicas

Recientemente, el Cabildo de Gran Canaria y el Gobierno de Canarias han lanzado licitaciones innovadoras que marcan la pauta técnica. Por ejemplo, la licitación para el Gran Canaria Arena y polígonos industriales (Arinaga) incluye requisitos específicos de almacenamiento BESS vinculados a fotovoltaica, buscando crear comunidades energéticas autosuficientes que alivien la carga sobre la red de transporte.²⁷

Es crucial destacar que estas licitaciones ya no valoran solo el precio (€/kWh), sino la capacidad de gestión. Se empieza a valorar la capacidad de los sistemas de almacenamiento para ofrecer servicios complementarios (regulación de frecuencia, control de tensión), alineándose con los Procedimientos de Operación de los sistemas no peninsulares (PO-SEIE 12.2).²⁹

6. Marco Regulatorio y Económico: El Catalizador del Cambio

La tecnología por sí sola no basta; necesita un marco regulatorio que retribuya la inversión en seguridad.

6.1. Procedimientos de Operación SEIE

La regulación específica para los territorios no peninsulares (RD 738/2015 y posteriores actualizaciones) establece las reglas del juego.³⁰

• Despacho Económico vs Técnico: En Canarias, el despacho no es puramente económico (oferta y demanda) como en la península, sino que prima la seguridad de suministro. El OS programa las centrales térmicas necesarias para cubrir la demanda y mantener la estabilidad.
• Retribución del Almacenamiento: Se está avanzando hacia mecanismos de capacidad y pagos por disponibilidad que hagan viables las inversiones en almacenamiento independiente (stand-alone), reconociendo que una batería que está «quieta» esperando una contingencia está aportando valor (seguridad) al sistema.³¹

6.2. Estrategia de Energía Sostenible en Canarias

El Gobierno de España y Canarias han movilizado fondos (NextGenerationEU, Plan de Recuperación) específicamente para la transición energética en las islas (Estrategia de Energía Sostenible en las Islas Canarias), dotada con más de 460 millones de euros. Estos fondos están subvencionando la «hibridación» de parques existentes y el despliegue de almacenamiento detrás del contador.³

7. Conclusiones y Resumen Ejecutivo

Como ingenieros especializados en la operación de este sistema insular, nuestro diagnóstico final es rotundo: Gran Canaria ha alcanzado el límite técnico de integración renovable bajo el paradigma operativo actual. Intentar superar el 26-30% de penetración renovable sin un despliegue masivo y coordinado de almacenamiento es técnicamente imprudente y económicamente ineficiente debido a los vertidos.

7.1. Hoja de Ruta Recomendada

1. Prioridad Estratégica: Acelerar la finalización y puesta en marcha del Salto de Chira. Es el «pulmón» que permitirá al sistema respirar, desacoplando la generación renovable de la demanda instantánea y aportando la inercia física indispensable.
2. Tecnología Grid Forming: Establecer como requisito obligatorio en los códigos de red (Grid Codes) que todo nuevo almacenamiento electroquímico conectado a la red de transporte o distribución (>1 MW) disponga de capacidades de formación de red (Grid Forming) para mitigar la caída de SCR y ROCOF.
3. Hibridación Masiva: Condicionar los nuevos puntos de conexión renovable a la instalación de almacenamiento asociado (min 20-30% de la potencia instalada) para garantizar una gestionabilidad mínima en origen.
4. Flexibilización Térmica: Invertir en la modernización del control de los ciclos combinados existentes para reducir sus mínimos técnicos y mejorar sus rampas, permitiéndoles convivir mejor con la variabilidad renovable durante el periodo de transición (hasta 2035-2040).
5. Hidrógeno como Vector Sectorial: Continuar el desarrollo del ecosistema de hidrógeno verde no para re-electrificación masiva, sino para atacar los consumos fósiles del transporte pesado y marítimo, creando una demanda flexible que absorba los excedentes estructurales de la eólica.

El sistema eléctrico de Gran Canaria tiene el potencial de convertirse en un referente mundial de descarbonización insular. La tecnología está madura y los recursos naturales son abundantes. El desafío ahora reside en la ejecución precisa de las infraestructuras de almacenamiento y la adaptación fina de la operación del sistema a una realidad física dominada por la electrónica de potencia.

Obras citadas 1

1. Estudios de prospectiva del sistema y necesidades para su operabilidad – Red Eléctrica, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://www.ree.es/sites/default/files/01_ACTIVIDADES/Documentos/Prospectiva_y_Operabilidad_Reunion_GSP29Sep20.pdf
2. Procedimintos de gestión técnicas de los sistemas extrapeninsulares – Red Eléctrica, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://www.ree.es/sites/default/files/2023-11/procedimientos_operacion_SEIE.pdf
3. Estrategia de Energía Sostenible en las Islas Canarias – La Moncloa, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://www.lamoncloa.gob.es/serviciosdeprensa/notasprensa/transicion-ecologica/Documents/2022/160222_EstrategiaSostenible_Canarias.pdf
4. La inercia de la red eléctrica | Transición Energética, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://www.transicionenergetica.es/general/inercia-de-red/
5. Demanda de energía eléctrica en tiempo real, estructura de generación y emisiones de CO2, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://demanda.ree.es/
6. El peso de las renovables en Canarias creció hasta el 20,81% en 2024, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://elperiodicodelaenergia.com/el-peso-de-las-renovables-en-canarias-crecio-hasta-el-20-81-en-2024/
7. Generación no renovable de energía eléctrica | Informes del sistema, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://www.sistemaelectrico-ree.es/es/informe-del-sistema-electrico/generacion/generacion-de-energia-electrica/generacion-no-renovable-de-energia-electrica
8. No renovables detalle emisiones CO2 | Red Eléctrica, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://www.ree.es/es/datos/generacion/no-renovables-detalle-emisiones-CO2
9. Características de los Ciclos Combinados, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://www.seccionmunicipiosciclocombinado.es/ciclos-combinados/
10. Características principales del parque generador térmico en Canarias, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://agenergia.iter.es/wp-content/uploads/2018/05/1235063117_Caract_ParqueGeneradorTerrmico_Canarias04_ITC.pdf
11. Curso “Más allá del potencial: retos técnicos en la integración de renovables”. – YouTube, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://www.youtube.com/watch?v=xgXpOfiMtcA
12. Generación renovable de energía eléctrica – Informes del sistema, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://www.sistemaelectrico-ree.es/es/informe-del-sistema-electrico/generacion/generacion-de-energia-electrica/generacion-renovable-de-energia-electrica
13. Wind and Solar in Spain – Overview 2024 – WeMake Consultores, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://wemakeconsultores.com/en/wind-and-solar-in-spain-overview-2024/
14. Qué es el grid forming y la inercia sintética: así se estabiliza la red eléctrica del futuro, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://www.eleconomista.es/energia/noticias/13340857/04/25/que-es-el-grid-forming-y-la-inercia-sintetica-asi-se-estabiliza-la-red-electrica-del-futuro.html
15. Grid forming: la tecnología que transformará la red eléctrica en España – Awergy, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://awergy.com/grid-forming-la-tecnologia-que-transformara-la-red-electrica-en-espana/
16. El mix de almacenamiento perfecto: bombeo, baterías e hidrógeno verde – Endesa, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://www.endesa.com/es/la-cara-e/transicion-ecologica/jose-casas-marin-mix-almacenamiento-baterias-bombeo-hidrogeno-verde
17. Almacenamiento de energía: baterías vs. térmica – Iberdrola, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://www.iberdrola.com/conocenos/nuestra-actividad/almacenamiento-energia/bess-vs-almacenamiento-termico
18. Comienza la obra del Salto de Chira, primer gran sistema de almacenamiento energético en Canarias | Red Eléctrica, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://www.ree.es/es/sala-de-prensa/actualidad/nota-de-prensa/2022/02/comienza-obra-Salto-de-Chira-primer-gran-sistema-almacenamiento-energetico-en-Canarias
19. Red Eléctrica avanza en las obras de Salto de Chira – YouTube, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://www.youtube.com/watch?v=ccbZttIG5uU
20. BESS Battery: sistema de almacenamiento de energía para industrias – Cuerva, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://cuervaenergia.com/es/comunidad/sistema-de-almacenamiento-de-energia-para-industrias/
21. El Gobierno de Canarias hibridará cinco parques eólicos con BESS de 9,5 MW / 21,66 MWh, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://www.pv-magazine.es/2025/11/12/el-gobierno-de-canarias-hibridara-cinco-parques-eolicos-con-bess-de-95-mw-2166-mwh/
22. Biogreenfinery, la primera biorrefinería 100% renovable de Canarias – Energy News, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://www.energynews.es/biogreenfinery-la-primera-biorrefineria-100-renovable-de-canarias/
23. Boletín de noticias BIOGREENFINERY Nº1, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://biogreenfinery.com/ultimo-boletin-2
24. Estabilizador de frecuencia y tensión Estabilizador de frecuencia y tensión basado en el volante de inercia. Proyecto de I+D+i – Red Eléctrica, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://www.ree.es/sites/default/files/downloadable/presentacion_volante_de_inercia.pdf
25. Comienza la obra marina del Salto de Chira en Gran Canaria, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://rtvc.es/comienza-obra-marina-salto-chira-gran-canaria-26-noviembre-2025/
26. BOC – 2025/205. Jueves 16 de octubre de 2025 – Aununcio 3582 – Gobierno de Canarias, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://www.gobiernodecanarias.org/boc/archivo/2025/205/pda/3582.html
27. El CIEGC recibe 22 ofertas en la licitación de la instalación de baterías en el Gran Canaria Arena – Portal Institucional, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://cabildo.grancanaria.com/w/el-ciegc-recibe-22-ofertas-en-la-licitaci%C3%B3n-de-la-instalaci%C3%B3n-de-bater%C3%ADas-en-el-gran-canaria-arena
28. El Cabildo lanza la mayor licitación en renovables del CIEGC para un proyecto solar y de almacenamiento en Arinaga – Portal Institucional, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://cabildo.grancanaria.com/w/el-cabildo-lanza-la-mayor-licitaci%C3%B3n-en-renovables-del-ciegc-para-un-proyecto-solar-y-de-almacenamiento-en-arinaga
29. Especificación técnica C apacidades GRID FORMING ET – GFM – Red Eléctrica, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://www.ree.es/sites/default/files/gallery/especificacion-tecnica-capacidades-grid-forming-et-gfm-2025-11.pdf
30. Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares – BOE.es, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://www.boe.es/buscar/act.php?id=BOE-A-2015-8646
31. El MITECO y el Gobierno canario avanzan en el refuerzo y la modernización de los sistemas eléctricos insulares – Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, fecha de acceso: enero 8, 2026, https://www.miteco.gob.es/es/prensa/ultimas-noticias/2025/julio/el-miteco-y-el-gobierno-canario–avanzan-en-el-refuerzo-y-la-mod.html