En esta transición energética hacia la descarbonización, los territorios fragmentados y aislados eléctricamente, como las Islas Canarias, afrontan retos mucho más complejos que otros situados en el continente, interconectados a través de redes eléctricas más malladas y robustas. Dos de estos retos clave para nuestros sistemas eléctricos son el almacenamiento de energía, así como el avance en mayores niveles de gestión de la generación renovable.

Gran Canaria en particular, y todas las Islas Canarias en general, posee abundantes recursos renovables como el sol y el viento, pero que por naturaleza son fluctuantes e intermitentes: la energía que se genera a través de ellas no es gestionable (es decir, no se puede garantizar que la demanda de la isla pueda cubrirse instantáneamente con energía solar o eólica en todo momento), siendo necesarios sistemas que acumulen el excedente que no pueda ser absorbido por la red insular en un momento dado para devolverlo al sistema eléctrico cuando sea necesario. Por otro lado, las diferentes tecnologías de almacenamiento pueden proveer servicios de ajuste al sistema eléctrico y aportar mayor flexibilidad al mismo.

En el Instituto Tecnológico de Canarias (ITC) llevamos más de 20 años desarrollando modelos y estudios de planificación energética para sistemas y regiones insulares, incluidos particularmente los canarios. En paralelo, también hemos impulsado y ayudado a promover y desarrollar proyectos de autosuficiencia energética basados en energías renovables en islas y zonas aisladas (dos de ellos, la central hidro-eólica de El Hierro, y la microrred renovable de la isla griega de Tilos, han sido galardonados recientemente por la Comisión Europea).

Los sistemas de almacenamiento pueden clasificarse según su funcionalidad o provisión de servicios, según su tamaño o según el tipo de tecnología (mecánica, electroquímica, etc.). En nuestros estudios de planificación energética clasificamos los sistemas de almacenamiento de energía renovable en varias categorías: almacenamiento a nivel local o de usuario (básicamente, baterías electroquímicas asociadas a los nuevos modelos de generación distribuida, como el autoconsumo, las comunidades energéticas o las microrredes); almacenamiento distribuido (tipología que agrega aquellos sistemas de almacenamiento energético instalados por promotores renovables para evitar vertidos (excedentes de generación eléctrica que no pueden inyectarse a red), la figura del almacenista energético conforme con el RDL 23/2020, y otros medios de almacenamiento distribuidos en la red de media tensión instalados por gestores de red); y almacenamiento a gran escala (para la gestión global a nivel de sistema eléctrico insular), necesario para satisfacer la parte de la demanda no cubierta con los niveles de almacenamiento anteriores para alcanzar la total descarbonización, y al mismo tiempo dar robustez y flexibilidad a un sistema cada vez más dominado por fuentes energéticas no gestionables.

En el caso particular del análisis de la isla de Gran Canaria, nuestros estudios y simulaciones concluyen que, aun potenciando los sistemas de almacenamiento a nivel distribuido (tanto a nivel de usuario como a nivel de redes), siempre es necesario un almacenamiento a gran escala, a nivel insular. Los diferentes escenarios estudiados arrojan una horquilla de entre 4.000 y 5.000 MWh de almacenamiento a gran escala necesario en Gran Canaria para lograr la descarbonización de la isla.

En la actualidad, y previsiblemente en los años venideros, existen pocas tecnologías capaces de aportar este tipo de soluciones de almacenamiento en un sistema insular como el de Gran Canaria. Entre ellas, destacan los sistemas basados en centrales de bombeo reversible, avalados no sólo por expertos sino también por organismos internacionales como la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), y recogidos en la planificación eléctrica estatal y en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC).

Este tipo de sistemas de almacenamiento energético presenta la ventaja de operar con turbinas hidráulicas y generadores síncronos capaces de dar respuesta casi instantánea, proveyendo servicios de ajuste primario, secundario y terciario, así como capacidad para aportar estabilidad de la frecuencia por medio del control de la potencia reactiva y de la tensión. La excelente respuesta y flexibilidad de estos sistemas es de sobra conocida, siendo el sistema de almacenamiento más usado a nivel mundial e incluso existiendo en Canarias la ya referida central de la isla de El Hierro, que ha alcanzado coberturas de demanda próximas al 60% anual y que ha demostrado su capacidad de operar al 100% de generación renovable durante largos periodos de tiempo, un hecho sin precedentes en un sistema totalmente aislado.

En Gran Canaria existen varios emplazamientos interesantes para este tipo de centrales, siendo el más relevante (el que mayor cantidad de energía puede almacenar) el de Chira-Soria, que puede acumular entre 3.400 y 3.600 MWh, cantidad inferior a la necesaria para la descarbonización de la isla, según nuestros estudios.

Este salto hidroeléctrico, que cuenta con la ventaja de que los embalses ya están construidos, constituye una oportunidad excelente y única para acelerar la transición energética de Gran Canaria, en la actual etapa de previsión de incremento progresivo de la instalación de energías renovables, proceso que requerirá esfuerzos importantísimos también en la instalación de otros tipos de almacenamiento adicionales.

La central de bombeo de Chira-Soria no sólo aportará potencia síncrona que ayudará a incrementar la inercia y la estabilidad del sistema eléctrico insular (potencia necesaria según la legislación vigente), sino también 200 MW de potencia firme, conseguida mediante el almacenamiento de energías renovables en períodos con altas aportaciones de fuentes como el sol y el viento, de los aproximadamente 300 MW que estimamos que sean necesarios en Gran Canaria en 2030 para no perder calidad y seguridad en el suministro, asumiendo criterios de cobertura de demanda probabilista conforme a los procedimientos técnicos particulares que rigen los sistemas eléctricos no peninsulares de España. Esto permitirá el desmantelamiento natural de otras unidades de generación basadas en combustibles fósiles que superarán su vida útil regulatoria de funcionamiento con anterioridad a 2030.

En resumen, con el Salto de Chira, y según nuestras proyecciones, Gran Canaria podría alcanzar niveles de cobertura de la demanda mediante energías renovables del orden de un 55% en 2030, otro hito alineado con el objetivo de descarbonización para 2040 marcado por el Gobierno de Canarias a través de la Declaración de Emergencia Climática.

Adicionalmente, este sistema de almacenamiento será clave para soportar el aumento de la demanda previsto con la electrificación del transporte terrestre, aportando servicios de balance energético y de regulación durante varias décadas.

En conclusión, el Salto de Chira permitirá acelerar la transición energética de Gran Canaria y posicionará a la isla, y a Canarias en su conjunto, a la vanguardia tecnológica en autosuficiencia energética mediante energías renovables, en especial respecto a otras regiones insulares del planeta. Contribuirá también a reducir el sobrecoste actual de generación, a disponer de agua de riego en medianías y cumbres de la isla y a generar puestos de trabajo “verdes” vinculados a las energías limpias y a la mitigación del cambio climático. Por otro lado, permitirá reducir el riesgo de aplicación de políticas de corte a instalaciones de energías renovables en Gran Canaria, que afectarían negativamente a su viabilidad. Sin un sistema de almacenamiento energético masivo como el de Chira-Soria, los excedentes de generación renovable que no pueden inyectarse en la red insular irán aumentando a medida que crezca el nivel de penetración de energías renovables en el sistema eléctrico de Gran Canaria.