El futuro eléctrico de Canarias necesita más de una respuesta.

Objeto del documento

El presente documento formula una propuesta técnica y regulatoria para evolucionar el modelo canario de garantía de suministro.

No propone copiar el mercado peninsular. Los sistemas eléctricos canarios presentan características físicas y operativas claramente diferentes: tienen menor tamaño, menor capacidad de apoyo exterior y una pérdida súbita de generación representa un porcentaje mucho mayor de la demanda. Las interconexiones existentes tienen capacidad limitada y las necesidades de estabilidad adquieren una importancia proporcionalmente superior.

La propuesta tampoco cuestiona la necesidad de mantener elevados niveles de seguridad. Al contrario, parte de una condición irrenunciable: la transición energética solo será viable si preserva la seguridad del suministro.

Una posición que ya venía construyéndose

La creación del mercado peninsular no introduce una preocupación nueva en Canarias-sostenible.es. En enero de 2026 se publicó «El Mercado de Capacidad. Un Paso Necesario», analizando la conveniencia de separar el valor de la energía del valor de mantener potencia disponible cuando el sistema pudiera necesitarla.

Posteriormente se profundizó en la naturaleza técnica del almacenamiento. En «Almacenamiento con sincronismo: guardar energía no basta» se defendió que disponer de MWh almacenados no garantiza por sí mismo que una instalación pueda resolver problemas de frecuencia, tensión o fortaleza eléctrica.

En «Baterías en Canarias: quién las pagará y por qué» se propuso diferenciar entre energía, disponibilidad y prestaciones técnicas, con servicios verificables y consecuencias económicas si una instalación no presta aquello por lo que es remunerada.

Esta propuesta es la evolución de un análisis mantenido durante meses y no una reacción improvisada a la nueva norma.

Cómo funciona actualmente la cobertura

Un análisis probabilístico que conviene conservar

El Real Decreto 738/2015 utiliza una metodología probabilística para evaluar la suficiencia de los sistemas eléctricos no peninsulares. No se limita a sumar potencia instalada: considera demanda, disponibilidad de grupos, generación renovable, tasas de fallo, mantenimientos y otras variables.

El criterio de seguridad exige que la probabilidad mensual de déficit sea inferior al equivalente de un día cada diez años. Este enfoque tiene valor y la propuesta no plantea sustituirlo por reglas simplistas.

El problema aparece después del diagnóstico

La regulación actual fue construida en un contexto tecnológico diferente. Cuando el análisis identifica problemas de cobertura, la respuesta regulatoria ha estado históricamente vinculada a generación gestionable. Hoy existen alternativas tecnológicas capaces de contribuir a la suficiencia.

El problema no está necesariamente en el cálculo del riesgo, sino en que la solución tecnológica puede quedar condicionada demasiado pronto. Se propone conservar y mejorar el análisis probabilístico, pero expresar su resultado como necesidad de potencia firme adicional, en lugar de traducirla directamente en necesidad de una tecnología determinada.

Los 707,5 MW: una necesidad de cobertura, no una tecnología

El MITECO inició en julio de 2026 la tramitación de la segunda convocatoria de concurrencia competitiva para cubrir necesidades previstas en 2031. El análisis del operador identifica los 707,5 MW adicionales descritos para Canarias.

La formulación técnicamente prudente es: «el análisis vigente identifica una necesidad adicional de cobertura cuya traducción actual conduce a 707,5 MW de potencia gestionable en los términos de la convocatoria».

La pregunta propuesta es distinta: ¿qué combinación de recursos proporciona el mismo nivel de suficiencia que ha dado lugar a la identificación de esos 707,5 MW? No se pretende sustituir MW térmicos por MW de baterías en una relación uno a uno, sino volver al origen del cálculo.

Qué aprender del mercado peninsular y qué ocurre en 2029

Separar potencia de energía

El nuevo mercado paga por disponibilidad de potencia firme. La venta de energía sigue teniendo su propia lógica. Esto evita que un recurso necesario para garantizar cobertura dependa exclusivamente del número de horas que produce.

Coeficientes de firmeza

La norma no considera automáticamente firme toda la potencia nominal. Utiliza coeficientes específicos por tecnología. Una planta de 100 MW puede contribuir con una potencia firme muy diferente según disponibilidad, recurso primario, duración, estado energético, tasa de fallos y comportamiento durante periodos críticos.

Apertura tecnológica

El artículo 22.1 del Reglamento (UE) 2019/943 exige que los mecanismos de capacidad estén abiertos a todos los recursos capaces de proporcionar el rendimiento técnico requerido, incluido almacenamiento y gestión de demanda, y que la remuneración se determine mediante un procedimiento competitivo.

La singularidad eléctrica canaria no termina en 2029. La Decisión (UE) 2024/560 concede excepciones de duración indefinida debido a la condición ultraperiférica de Canarias. Lo que tiene horizonte hasta el 31 de diciembre de 2029 es el actual mecanismo de remuneración del RD 738/2015 autorizado como ayuda de Estado.

Después de 2029 Canarias seguirá teniendo un modelo singular. Lo que debe rediseñarse es cómo se remunera la capacidad necesaria para garantizar cobertura. La remuneración deberá determinarse competitivamente y todos los recursos técnicamente capaces deberán poder participar.

Margen para diseñar una metodología propia

El marco europeo no obliga a copiar punto por punto el mercado peninsular. La Decisión 2024/560 mantiene varias excepciones en materia de adecuación y diseño de mercado. La propuesta no importa automáticamente el estándar peninsular de fiabilidad, la metodología de VoLL, el CONE ni la misma arquitectura de subastas: utiliza herramientas útiles y las adapta a la física de los sistemas canarios.

Cómo medir la firmeza

Generación térmica

Debe considerar fiabilidad histórica, indisponibilidades forzadas, mantenimientos, restricciones de combustible y disponibilidad real. Una central térmica tampoco merece automáticamente coeficiente uno.

Renovables

Su contribución debe estimarse en función de la correlación estadística entre generación y situaciones de escasez. La potencia fotovoltaica puede tener una aportación elevada durante ciertas horas y prácticamente nula durante otras.

Baterías

Su valoración requiere considerar potencia, energía útil, duración, eficiencia, degradación, posibilidad de recarga, indisponibilidad y duración estadística de los episodios críticos. Resultaría razonable evolucionar hacia metodologías equivalentes conceptualmente al ELCC, valorando cuánto reduce realmente cada recurso el riesgo de déficit.

No se propone imponer una fórmula cerrada. El principio es que la firmeza debe medirse por su contribución real a la seguridad, no por la placa de características.

Almacenamiento y bombeo

Las baterías deben garantizar energía, no solo MW

Una batería de 100 MW puede estar prácticamente vacía cuando aparece una situación crítica. El mecanismo deberá imponer obligaciones sobre estado mínimo de carga, energía disponible, horas de autonomía, capacidad de recarga, anticipación del periodo de estrés y recuperación posterior. Una batería que cobra por firmeza debe mantener físicamente esa firmeza disponible.

El bombeo requiere tratamiento específico

El Real Decreto-ley 18/2026 establece que, en Canarias, la titularidad de las instalaciones de bombeo debe corresponder al operador del sistema. Si el operador calcula las necesidades, define requisitos técnicos, opera el sistema y es propietario del bombeo, debe evitarse cualquier conflicto institucional.

La propuesta es incorporar la contribución firme del bombeo antes de determinar la capacidad residual a contratar. Por ejemplo, si un ámbito necesita 400 MW firmes adicionales y dispone de 100 MW firmes acreditados de bombeo, el mecanismo competitivo debería cubrir únicamente los 300 MW restantes.

Así, el bombeo contribuiría a la suficiencia sin competir como un oferente convencional contra recursos privados. Cualquier solución diferente requeriría revisar previamente su marco jurídico y de gobernanza.

Quién puede competir y cómo tratar lo fósil

Una vez descontadas las capacidades que deban tratarse fuera del mecanismo, deberían poder competir almacenamiento electroquímico, generación renovable gestionable, hibridaciones, respuesta de demanda, agregadores, generación convencional que cumpla los requisitos y otras tecnologías capaces de acreditar la prestación. La lista no debería ser cerrada: el regulador debe definir la prestación, no el catálogo tecnológico.

El documento no sostiene que la normativa europea prohíba automáticamente cualquier nueva central fósil. El Reglamento establece límites de emisiones y principios de competencia tecnológica. La decisión de la Orden TED/966/2026 de reservar determinadas nuevas inversiones a renovables, almacenamiento y demanda pertenece al diseño concreto del mecanismo peninsular, no a una prohibición europea automática.

Los contratos de muy larga duración deberían reservarse preferentemente a inversiones compatibles con la trayectoria de descarbonización siempre que la restricción esté técnica y jurídicamente justificada. Esto no significa descartar una tecnología antes de estudiar la suficiencia. Significa evitar consolidar una dependencia fósil durante décadas cuando existan alternativas capaces de prestar la misma seguridad.

Los límites de CO₂

El Reglamento (UE) 2019/943 establece condiciones diferentes según la antigüedad de la instalación. Para determinadas instalaciones cuya producción comercial comenzó desde el 4 de julio de 2019, superar 550 gCO₂ fósil/kWh impide recibir pagos de capacidad.

Para instalaciones anteriores, desde julio de 2025 opera una condición conjunta: superar 550 gCO₂/kWh y, además, 350 kgCO₂ fósil por kW instalado y año.

Segundo pilar: flexibilidad

La suficiencia responde a una pregunta de medio y largo plazo: ¿hay capacidad suficiente? La flexibilidad responde a otra: ¿pueden los recursos modificar su comportamiento cuando cambia la situación operativa?

Una batería puede ser firme y poco flexible si tiene restricciones de operación. Una demanda puede ser flexible durante media hora y no durante cuatro horas. Un grupo puede estar disponible y necesitar varios minutos para alcanzar una determinada carga.

La evolución debería ser gradual: primero productos concretos, después pilotos y posteriormente mecanismos competitivos allí donde exista liquidez suficiente. No se propone crear inmediatamente un mercado completo de balance idéntico al peninsular.

La reforma del almacenamiento sigue en tramitación

En julio de 2026, el MITECO sometió a audiencia un proyecto de modificación del RD 738/2015 destinado a incorporar almacenamiento independiente e hibridado al despacho de los sistemas no peninsulares. La consulta está cerrada, pero la fuente oficial continúa describiéndola como proyecto de Real Decreto, no como norma definitivamente aprobada.

Por tanto, debe distinguirse entre el marco vigente y la reforma prevista.

Ya existe una medida específica de emergencia para que baterías puedan proporcionar reserva rodante cuando la insuficiencia obligaría a recurrir al deslastre de demanda. El Real Decreto-ley 18/2026 permite reconocer parcialmente sus costes bajo determinadas condiciones. Son pasos importantes, pero no equivalen todavía a un marco completo.

Tercer pilar: servicios de sistema

Un sistema puede disponer de suficiente potencia y seguir siendo eléctricamente vulnerable. Canarias necesita considerar expresamente servicios como:

• control de frecuencia;
• respuesta rápida;
• tensión y potencia reactiva;
• formación de red;
• respuesta dinámica ante perturbaciones;
• autoenergización;
• black-start;
• reposición del servicio.

Según cada caso podrían existir tres soluciones: requisito obligatorio, contratación competitiva cuando haya suficientes proveedores, o retribución regulada y auditada cuando el servicio sea imprescindible pero la competencia insuficiente.

Grid-forming no es sinónimo de firmeza

Una batería puede proporcionar ocho horas de energía y disponer de inversores seguidores de red. Otra puede disponer de control grid-forming y almacenar únicamente una hora. Ambas pueden ser útiles, pero resuelven problemas diferentes.

Un mismo equipo puede cobrar por varios servicios siempre que sean distintos y no se remunere dos veces la misma prestación.

Red, localización y demanda

Cuarto pilar: red y localización

La ubicación tiene valor, pero no todos los problemas locacionales deben resolverse mediante capacidad. Si La Gomera necesita una potencia mínima local porque el cable Tenerife-La Gomera no puede garantizar toda la cobertura, existe una necesidad locacional de suficiencia. Si el problema es una sobrecarga de una línea, una tensión baja o una limitación de transformación, estamos ante un problema de red.

Deberá resolverse mediante planificación, refuerzo, redispatch, automatización o contratación específica de servicios de red. Esta separación evitará que el mecanismo de capacidad se convierta en una solución universal para problemas de naturaleza diferente.

La demanda como recurso

La demanda flexible puede ser uno de los mayores recursos todavía desaprovechados en Canarias: desalación, bombeos de agua, frío industrial, hoteles, procesos industriales, electrolizadores y recarga de vehículos eléctricos.

Una demanda solo puede considerarse capacidad si su reducción es verificable. Deberán definirse líneas base, telemedida, potencia comprometida, duración, tiempo de activación, recuperación posterior y penalizaciones. Un consumidor que declara 10 MW flexibles debe demostrar que puede retirar esos 10 MW cuando se le requiera.

Competencia y duración de los contratos

Una subasta no garantiza un mercado competitivo. Canarias presenta una elevada concentración en generación convencional y puede ocurrir que una subasta aparentemente competitiva disponga de pocos participantes o de instalaciones indispensables para garantizar cobertura.

El futuro mecanismo necesitaría precios máximos, supervisión ex ante de la CNMC, análisis de concentración, identificación de recursos indispensables, auditoría de determinadas ofertas, reglas contra retención estratégica de capacidad y mecanismos alternativos regulados cuando no exista competencia efectiva.

El objetivo no consiste únicamente en celebrar una subasta. Consiste en conseguir un precio competitivo.

Las instalaciones existentes deberían recibir contratos relativamente cortos, para revisar periódicamente si continúan siendo necesarias. Las nuevas inversiones intensivas en capital pueden requerir contratos plurianuales para conseguir financiación. La Orden peninsular permite contratos más largos para nuevas inversiones y establece un máximo de quince años según la tecnología; Canarias podría utilizarlo como referencia sin reproducir exactamente los mismos plazos.

Verificación, doble remuneración y coste total

Verificación y penalizaciones

Los proveedores deberían superar pruebas de habilitación y estar sometidos a ensayos, activaciones, comprobaciones de potencia, verificación del estado energético y supervisión de indisponibilidades. Los fallos deberían producir consecuencias económicas. Una instalación que cobra por garantizar capacidad y no responde durante una situación crítica no puede recibir la misma remuneración que otra que cumple. La Orden peninsular adopta precisamente esta filosofía.

Prohibición de doble remuneración

Una instalación podrá recibir ingresos por diferentes servicios cuando sean técnica, económica y temporalmente diferenciables, pero no podrá recibir doble remuneración por la misma capacidad, inversión o prestación. Un BESS puede cobrar por firmeza y regulación, pero no dos veces por mantener los mismos MW disponibles durante el mismo periodo. Las subvenciones también deberán considerarse en la valoración económica.

Coste total del sistema

Comparar tecnologías únicamente mediante €/MW firme puede conducir a decisiones incorrectas. Un grupo térmico puede ofrecer capacidad relativamente barata y consumir combustible durante miles de horas. Una batería puede exigir mayor inversión inicial y, al mismo tiempo, reducir combustible, arranques, vertidos renovables y necesidades de reserva térmica. Un bombeo puede requerir una inversión enorme y operar durante muchas décadas.

La comparación debe incluir inversión, operación, combustible, mantenimiento, emisiones, vida útil, utilización, degradación, vertidos evitados, pérdidas y valor de servicios adicionales. No debe asumirse de antemano qué tecnología ganará: precisamente por eso hace falta realizar la comparación.