Gran Canaria vuelve a presionar al Gobierno central para que concrete la primera subasta de eólica marina, en un escenario marcado por años de espera y una cartera de desarrollos que todavía aguarda certezas para avanzar.
En diálogo con Energía Estratégica, Raúl García Brink, consejero de Medio Ambiente, Clima, Energía y Conocimiento del Cabildo de Gran Canaria, situó esta tecnología entre los pilares para modificar el mix eléctrico insular.
“La transición energética de la isla pasa probablemente por la instalación de aproximadamente 1000 MW en el mar”, afirmó.
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) dio en febrero un nuevo paso con la consulta pública para definir el primer procedimiento competitivo español. El modelo contempla un Contrato por Diferencia (CfD) bilateral e incorpora criterios vinculados al impacto ambiental, la creación de empleo y el desarrollo industrial.
La definición llega frente a un mercado ampliamente sobredimensionado respecto a los objetivos oficiales. Un relevamiento de Energía Estratégica identificó más de 40 pre-proyectos offshore en tramitación, con una potencia conjunta superior a 20 GW, mientras la hoja de ruta española establece una meta de 1,3 GW instalados para 2030.
Para Canarias, el interrogante ya no pasa únicamente por cuándo se celebrará la licitación, sino por las condiciones con las que finalmente llegará.
“Los 250 MW que se pretenden instalar en esta primera fase ya se quedan cortos”, señaló García Brink.
La espera comienza a pasar factura
El archipiélago lleva tiempo intentando posicionarse como puerta de entrada de la tecnología flotante en España. Durante FES Iberia 2025, el Gobierno canario contabilizaba más de 25 proyectos en estudio en el sureste de Gran Canaria, una de las zonas que mayor interés había concentrado entre los desarrolladores.
Ese escenario, sin embargo, comienza a cambiar.
“Llevamos esperando muchísimo tiempo. Ya quedan pocos promotores con interés en instalar porque se han ido a otros lugares donde han encontrado mayores posibilidades para realizar esa inversión”, advirtió el consejero.
La inquietud también había sido trasladada por la industria. En octubre de 2025, la Asociación Empresarial Eólica (AEE) proponía comenzar por Canarias con un parque de entre 200 y 250 MW, integrado dentro de un mercado piloto nacional de 1 GW.
El esquema buscaba proporcionar proyectos de proximidad a una cadena de valor compuesta por astilleros, puertos, ingenierías y fabricantes, en momentos en que la eólica flotante comienza a abrir oportunidades comerciales fuera de España.
García Brink cuestionó además el tratamiento que recibió Canarias durante el proceso previo y apuntó a las diferencias territoriales que atravesaron el debate nacional.
“Creo que se ha estado más pendiente del sector pesquero en Galicia y también de los problemas que hay en Cataluña, con una resistencia ciudadana importante. Aquí existía consenso, pero no se tuvo suficientemente en cuenta”, sostuvo.
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La dimensión industrial se suma a las particularidades energéticas del territorio. Las renovables representan actualmente alrededor del 23% al 24% de la producción eléctrica de Gran Canaria, dentro de un sistema aislado que todavía depende en gran medida de generación convencional.
La escasez de suelo disponible agrega otra variable. Parte de la estrategia del Cabildo pasa por aprovechar cubiertas, aparcamientos y otros espacios antropizados para la fotovoltaica, mientras los desarrollos offshore permitirían incorporar volúmenes mayores sin aumentar en la misma proporción la ocupación terrestre.
La expansión de la generación limpia abre, a su vez, el desafío de gestionar una producción cada vez más variable. En este frente, Salto de Chira se perfila como una de las principales infraestructuras de Gran Canaria, con aproximadamente 200 MW de potencia de bombeo.
“Nos va a permitir prácticamente duplicar el nivel de penetración de energías renovables en la isla”, aseguró García Brink.
A esa infraestructura podría sumarse un nuevo mercado para baterías. El Gobierno trabaja en la modificación del Real Decreto 738/2015, con el objetivo de integrar los sistemas stand-alone e híbridos en el despacho eléctrico de Canarias, Baleares, Ceuta y Melilla.
El proyecto crea nuevas categorías para estos activos y diferencia su régimen económico según tamaño y configuración. Determinadas instalaciones de más de 0,5 MW podrán comprar la electricidad destinada a su carga por el equivalente al 25% del valor ofertado para descargar, mientras los sistemas hibridados con renovables quedarán sujetos a una señal asociada al hueco térmico.
Gran Canaria prepara aportaciones propias al proceso abierto por el Ejecutivo.
“Nuestra propuesta es más osada o más atrevida que la del Gobierno central, porque intentamos que ese sistema retributivo contribuya y dinamice la implantación de energía renovable y de almacenamiento”, explicó García Brink.
Para el responsable insular, este último recurso adquiere una importancia particular por la ausencia de interconexión con un gran sistema continental.
“Sin almacenamiento no hay transición energética en una isla. Tampoco en un continente, pero en una isla te puedo asegurar que es prácticamente imposible”, afirmó.
La red constituye el otro límite. De acuerdo con los datos aportados durante la entrevista, cerca del 70% de los nodos energéticos de Gran Canaria se encuentra afectado por elevados niveles de saturación. Esta situación restringe las posibilidades de evacuación y obliga a buscar emplazamientos donde todavía exista margen para conectar nueva capacidad.
“Sin red de distribución no hay transición energética”, resumió.
El desafío pasa así por acompasar infraestructuras que hoy avanzan por carriles diferentes: generación offshore, bombeo, baterías y refuerzos eléctricos.
Mientras España termina de definir cómo abrirá su mercado de eólica marina, Gran Canaria busca que la primera convocatoria llegue con escala suficiente para responder a las particularidades de su sistema y recuperar el impulso inversor que consiguió atraer durante los últimos años.