Reactores nucleares flotantes es la alternativa que un estudio técnico plantea para reforzar la seguridad eléctrica y, de paso, el abastecimiento de agua en Gran Canaria, un sistema aislado que opera sin red de respaldo continental. La propuesta aparece después de que el Gobierno de Canarias optara por una medida de emergencia: la contratación de un powership fósil de 125 MW para cubrir un déficit de potencia firme estimado en 120–140 MW y reducir el riesgo de un “cero energético” (apagón total), en un contexto donde la producción media ronda 400 MW y los picos de demanda se acercan a 550 MW, según el informe del Centro Peter Huber (Universidad de las Hespérides).
Un sistema eléctrico aislado y al límite de su capacidad
La condición insular marca el problema de fondo. Al no estar interconectada con la Península ni con otras islas, Gran Canaria depende de su propio parque de generación. En ese marco, la pérdida simultánea de varios grupos térmicos o una combinación de averías y picos de demanda puede desestabilizar el sistema hasta un apagón total, advierte el estudio.
El documento añade un factor operativo: en sistemas bien dimensionados, las reservas de generación suelen ser claramente superiores a la demanda máxima. En Gran Canaria, esa holgura es estrecha, lo que explica la búsqueda de soluciones rápidas.
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La medida de emergencia: un powership de 125 MW para cubrir el déficit inmediato
La respuesta de corto plazo descrita en el informe es la contratación de una central térmica flotante (powership) de 125 MW —clase Shark— que atracará en el puerto de Las Palmas y operará con motores en ciclo combinado alimentados con fuelóleo bajo en azufre o gasóleo marino. El estudio lo define como un recurso transitorio mientras se resuelven concursos para nueva capacidad en tierra, pero subraya que mantiene la dependencia de combustibles importados y añade emisiones y contaminantes atmosféricos en un entorno portuario densamente poblado.
Qué propone el estudio: reactores nucleares flotantes como “potencia firme” sin CO₂ en operación
La alternativa planteada por el Centro Peter Huber se basa en un concepto concreto: una central nuclear instalada en un buque amarrado a puerto, conectada a la red terrestre mediante cables de alta tensión, diseñada para entregar potencia firme de manera continua y aportar estabilidad (servicios auxiliares de control de frecuencia y tensión).
El informe sostiene que la tecnología no parte de cero: se apoya en reactores de agua ligera compactos con décadas de uso naval. La diferencia es el uso comercial para abastecer territorios aislados.
El “referente” que se cita: Akademik Lomonosov y el salto a unidades de ~100 MW
El documento toma como caso operativo principal a la planta rusa Akademik Lomonosov, ubicada en Pevek (Ártico), con dos reactores KLT-40S y una capacidad eléctrica nominal de 70 MW. Según el estudio, la instalación se integró a la red en 2019 y entró en operación comercial en 2020, suministrando electricidad y calefacción urbana; además, consigna que en 2024 registró un factor de operación de 94,9%.
Sobre esa base, el informe indica que Rusia desarrolla una segunda generación de plantas flotantes con reactores RITM-200M, en el orden de ~100 MW eléctricos totales, con vidas operativas de hasta 60 años. También menciona diseños chinos (como ACP100S) y el desarrollo de conceptos alternativos en Occidente, incluyendo el CMSR de la danesa Seaborg.
El encaje con renovables y almacenamiento: el rol de Salto de Chira
El estudio plantea que, para aumentar renovables sin comprometer la estabilidad de la red insular, el sistema requiere una “columna vertebral” de generación gestionable y servicios auxiliares. En paralelo, Gran Canaria avanza con una obra de almacenamiento clave.
En una visita oficial, el Ministerio para la Transición Ecológica de España informó que el proyecto **ira-Soria/Salto de Chira es una central reversible de 200 MW y 3,5 GWh de almacenamiento; además, señala que avanza “a buen ritmo” para garantizar su ejecución completa en 2027 e incluye una desaladora y una línea aérea de 220 kV para evacuar energía a la subestación correspondiente. Todo ello está recogido en la nota del MITECO sobre las obras de Salto de Chira.
El punto crítico para una isla: agua y electricidad van juntos
El informe de la Universidad de las Hespérides sitúa el “nexo agua-energía” como parte central del problema. Resume cifras y órdenes de magnitud:
En Canarias existirían más de 300 plantas desaladoras, con una capacidad instalada total de más de 700.000 m³/día.
La desalación aportaría del orden de 83% del agua para consumo humano en el conjunto del archipiélago y cerca de 32% de la demanda total de agua.
Las desaladoras consumirían alrededor de 10–12% de la electricidad generada en las islas.
Para Gran Canaria, el documento menciona unas 125 desaladoras y una capacidad de producción superior a 350.000 m³/día.
En esa lógica, el estudio estima que, con tecnologías modernas de ósmosis inversa, 1 MW eléctrico continuo puede desalar del orden de 4.000–6.000 m³/día. Bajo esa referencia, plantea escenarios teóricos donde un reactor flotante de 70 MW podría cubrir una fracción significativa —o incluso la totalidad en un caso extremo dedicado íntegramente a desalación— dependiendo de cómo se reparta la potencia entre red eléctrica y producción de agua.
En Chile, la discusión sobre el costo energético de desalar también es estructural: en este análisis sobre desalación y eficiencia se recuerda que el consumo eléctrico puede superar el 40% de los costos operacionales del proceso, por lo que cualquier cambio en la estabilidad y el precio de la energía impacta directamente la viabilidad.
Qué dice el estudio sobre seguridad y “letra chica” operativa
El documento incorpora, de forma explícita, los puntos que suelen concentrar el debate:
Diseño y seguridad: describe el enfoque de “defensa en profundidad”, sistemas pasivos y barreras sucesivas, además de cascos de doble pared y compartimentos estancos.
Riesgos locales a evaluar: exige análisis detallado de riesgo sísmico y volcánico, condiciones oceanográficas y meteorológicas, y tráfico marítimo.
Combustible y residuos: plantea como opción el modelo llave en mano/BOO (build-own-operate), donde el operador externo suministra combustible, lo retira y gestiona residuos fuera de las islas, evitando infraestructura local de almacenamiento, pero requiriendo un marco legal claro.
Alternativas y pilotos de desalación: el margen para soluciones híbridas
Más allá de la nuclear flotante, el debate técnico también abre espacio a combinaciones de renovables, almacenamiento y soluciones de agua con menor dependencia de la red. En esa línea, se han mostrado propuestas como la desalación impulsada por energía undimotriz: un piloto presentado en Water Congress 2025 expuso un modelo modular que busca producir agua dulce utilizando energía de olas, con enfoque descentralizado.
El contexto global de los SMR y por qué este tema volvió a la mesa
La discusión sobre reactores más pequeños y modulares (SMR) se ha acelerado a nivel internacional por su potencial de construcción más rápida y por su adaptación a usos no tradicionales (calor industrial, respaldo de red, emplazamientos remotos). En este reporteo sobre SMR y su avance se cita que el Organismo Internacional de Energía Atómica contabiliza más de 80 diseños y conceptos en desarrollo, con diferencias relevantes en tamaño, refrigerante y combustible.
Lo que queda sobre la mesa en Gran Canaria, según el estudio
El informe propone incorporar la opción nuclear flotante al “menú” de soluciones a estudiar. En términos prácticos, deja planteadas decisiones y evaluaciones obligatorias:
Definir el rol del powership como medida transitoria y su horizonte de permanencia.
Evaluar técnicamente el aporte de un bloque estable del orden de 70–100 MW (por unidad) en una red aislada: estabilidad, inercia y servicios auxiliares.
Modelar el impacto sobre desalación: reparto de potencia entre red y agua, y posibles configuraciones híbridas con calor residual.
Establecer exigencias regulatorias, ambientales y de seguridad específicas para operación portuaria.
Determinar el esquema de operación y responsabilidad sobre combustible y residuos (incluido un eventual modelo BOO).