Demanda, generación por tecnología, factores de emisión, ERNI y autoconsumo FV previsto para sistemas no peninsulares.
Metodología del observatorio
Qué es oficial, qué se calcula y qué se estima
Esta página documenta el camino desde los datos descargados de REE / Visiona Canarias hasta los indicadores publicados en la web. La clave es separar datos operativos, transformaciones reproducibles e hipótesis económicas editables.
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Modelo actual
V5.1 regulatorio
Estimación no liquidatoria con referencia peninsular mensual y componentes de coste separados.
Trazabilidad
Fuentes y naturaleza del dato
Cada bloque distingue si el dato procede directamente de la fuente, si es una transformación matemática o si pertenece al modelo económico editable.
Las potencias de cinco minutos se convierten a MWh multiplicando por 5/60. Los totales mensuales se agregan por sistema y tecnología.
Cada periodo indica si la comparación usa una media mensual OMIE o una referencia fija de respaldo.
Combustible, CO2, operación y costes fijos equivalentes se mantienen separados para revisar el resultado sin rehacer la extracción.
PRETOR / RAIPEE
Potencia registrada, no inventario definitivo cerrado
La capa de potencia instalada se apoya en el Registro Público de instalaciones de producción eléctrica consultado en PRETOR. Se publica como potencia registrada y se mantiene separada de los datos operativos mensuales de REE.
Se usa como lectura principal porque representa instalaciones inscritas definitivamente. La web muestra también las inscripciones previas, pero no las mezcla con la potencia definitiva.
Los totales PRETOR se calculan sumando las filas exportadas por el registro. Cuando una clave tiene varias fases se conserva el desglose y se marca la cautela metodológica.
La descarga es muy útil para eólica, fotovoltaica, cogeneración, almacenamiento y otras instalaciones registradas, pero no cierra por sí sola el inventario térmico gestionable.
Control de fases
Revisión preliminar de doble conteo
La potencia citada en el nombre coincide con la suma de fases o existe una fase de 0 MW que no altera el total.
Probablemente sumables, pero deben mantenerse documentadas por fases, inscripción o tecnología.
Requieren contraste con ficha PRETOR o resolución administrativa antes de depurar la cifra oficial.
Si se sustituyeran los dos casos de riesgo alto por la potencia citada en el nombre, el total definitivo bajaría de 1.002,893 MW a 1.000,053 MW.
Comparar potencia registrada por isla y tecnología, y relacionarla con generación mensual, demanda, vertidos y autoconsumo.
Afirmar una potencia instalada total completamente depurada, especialmente para térmicas gestionables sujetas a régimen retributivo adicional.
Revisar las claves de riesgo alto y completar el inventario térmico con resoluciones administrativas, REE y fuentes regulatorias.
El Hierro queda marcado como caso singular: la descarga PRETOR usada no refleja la central hidroeólica Gorona del Viento y no debe interpretarse como inventario renovable completo de la isla.
Se muestran 11,5 MW eólicos, 11,32 MW de turbinación y 6,8 MW de bombeo según el parte mensual oficial de marzo de 2026, separados de la suma PRETOR.
La web conserva la cifra PRETOR como dato administrativo descargado y añade Gorona como ficha técnico-regulatoria para evitar doble conteo.
Proceso reproducible
De la descarga al indicador
El objetivo es que cada cifra pueda explicarse desde una secuencia sencilla y auditable.
Se consulta el endpoint por sistema y día, con reintentos, log de ejecución y control de días no descargados.
Se corrigen nombres de columnas, se validan huecos horarios y se prepara una tabla por intervalos de cinco minutos.
Solo se aplica en los sistemas, periodos e intervalos identificados por la regla documentada. La magnitud oficial se conserva en paralelo y no se sustituye.
Se calculan energía, mix, emisiones, autoconsumo, ERNI, coste estimado y diferenciales frente a referencia peninsular.
Calidad del dato
Incidencias, imputaciones y cautelas
La web mantiene los huecos de fuente y las correcciones documentadas separados de los datos publicados originalmente. El detalle auditable permanece en los CSV, Excel y logs mensuales.
Mes seleccionado
Registro de calidad
Fórmulas base
Cálculos energéticos principales
Son transformaciones simples, pensadas para que la metodología sea comprensible por un lector no técnico.
MWh = MW x 5 / 60Convierte la potencia media de cada bloque de cinco minutos en energía.
% renovable = MWh renovables / MWh generación ajustadaMide el peso renovable dentro del mix medido y ajustado.
kgCO2e/MWh = tCO2e x 1000 / MWh demanda válidaPermite comparar sistemas de distinto tamaño.
EUR/MWh diferencial = coste mix - referencia OMIEResume la distancia económica estimada frente al mercado peninsular.
Modelo económico
Coste estimado del mix
No es una liquidación oficial ni una serie de costes históricos. Es una comparación normalizada con supuestos económicos base 2026 que suma componentes separados por tecnología.
Componentes
Coste mensual Canarias
Hipótesis
Parámetros del mes
Tecnologías
Coste central por tecnología
Emisiones
Como se interpretan
Las emisiones se muestran como toneladas de CO2 equivalente del intervalo o del mes. La intensidad se obtiene al dividirlas entre la demanda publicada válida.
La página utiliza `tCO2e` para totales e `kgCO2e/MWh` para intensidades.
La intensidad es mejor para comparar sistemas; las toneladas totales dependen también del tamaño de la demanda.
Si REE cambia la estructura de publicación, la interpretación debe revisarse antes de automatizar conclusiones.
Autoconsumo
Señal operativa separada
El autoconsumo FV previsto se muestra separado de la generación medida en red. Por eso no se suma al mix oficial como si fuera una tecnología convencional.
Se representa como una capa adicional de energía solar visible, no como generación integrada en red.
Permite estimar cuanta demanda se cubre fuera de la generación medida por el sistema eléctrico.
Cuando REE publica Lanzarote-Fuerteventura agregado, Lanzarote y Fuerteventura pueden mostrarse como vistas insulares con esa limitación indicada.
En 2024 y entre enero y noviembre de 2025 no se publica autoconsumo en la serie usada por el observatorio; la web lo muestra como dato no disponible, no como cero físico.
Diciembre de 2025 conserva el primer dato mensual disponible en esta capa. A partir de 2026 la lectura incorpora la señal operativa cuando está publicada por la fuente.
El autoconsumo ayuda a reducir demanda neta, pero no sustituye por sí solo la red, la reserva operativa ni los servicios de estabilidad de un sistema eléctrico aislado.
Vertidos
ERNI y recuperación potencial
El simulador V2A no afirma que todo vertido sea recuperable. Modeliza escenarios prudente, intermedio y máximo para estimar que generación térmica podría desplazarse.
Se conserva el dato publicado y se separan restricciones técnicas y balance cuando están disponibles.
La energía recuperada se asigna contra tecnologías térmicas siguiendo un orden de mérito simplificado.
El ahorro se calcula con el coste marginal evitable V5.1: combustible, CO₂ y operación variable. No incluye el componente fijo, que no desaparece automáticamente al recuperar un MWh.
El campo publicado se contrasta con el balance local. Se excluyen valores cuya discrepancia supera 1,5 MW; es una tolerancia técnica propia, no un umbral oficial de REE.
Red Eléctrica publica ERNI para Canarias desde octubre de 2023. El observatorio conserva la definición mensual de la fuente y marca expresamente cualquier periodo pendiente.
El dato de mayo de 2026 se actualizó cuando ESIOS publicó el ERNI oficial: Canarias queda con 21.716,44 MWh y un 13,52 % del producible renovable.
ESIOS actualizó julio el 15 de agosto con 28.571,84 MWh de ERNI en Canarias: 16,83 MWh por restricciones técnicas y 28.555,01 MWh por balance. Desde ese mes, Tenerife y La Gomera se publican bajo el ámbito conjunto 8831. A 1 de septiembre, agosto aún no contiene valores ERNI y se muestra como pendiente, no como 0 MWh.
Un vertido renovable elevado puede ser real, especialmente en sistemas pequeños con potencia renovable significativa, demanda limitada y restricciones de estabilidad o evacuación.
La Resolución de la CNMC de 31 de julio de 2026, publicada el 11 de agosto, contempla consignas máximas de generación y limitaciones por seguridad para instalaciones renovables, cogeneración, residuos e hibridaciones. Es contexto operativo relevante, pero no modifica la definición de los indicadores ERNI de ESIOS usados aquí.
Alcance y límites
Cómo debe leerse la estimación
La fortaleza del modelo está en comparar de forma estable bajo una base común de 2026. Su límite es que no reemplaza una liquidación regulatoria oficial ni acredita el coste histórico de cada mes.
Comparar meses, sistemas y tecnologías; detectar tendencias; explicar por qué el sistema canario se separa de la referencia peninsular.
Afirmar el coste regulado exacto de una instalación ni sustituir información oficial de liquidación o auditoría.
Automatizar combustibles, derechos EUA y fuentes regulatorias históricas para reducir cada vez más las hipótesis manuales.