El archipiélago canario cuenta con uno de los mayores recursos solares de Europa, lo que ha impulsado a numerosas empresas, comunidades de propietarios e industrias a instalar sistemas solares fotovoltaicos para reducir su dependencia de la red y estabilizar sus costes energéticos. Sin embargo, ejecutar la instalación física sobre la cubierta es solo la mitad del camino: la legalización administrativa ante la Dirección General de Industria del Gobierno de Canarias y la distribuidora eléctrica es el paso imprescindible para operar con seguridad jurídica, verter y compensar excedentes en la factura y optar a bonificaciones fiscales como el IBI o el ICIO.
En Canarias, este procedimiento presenta particularidades regulatorias determinantes respecto al marco estatal. La interacción entre el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión (REBT), el Real Decreto 244/2019 y el Decreto 141/2009 del Gobierno de Canarias define umbrales rigurosos que condicionan si la instalación puede tramitarse mediante una Memoria Técnica de Diseño (MTD) suscrita por instalador autorizado o si exige obligatoriamente un Proyecto de Ingeniería visado, dirección facultativa y la intervención de un Organismo de Control Autorizado (OCA).
¿Cuándo es necesario Proyecto de Ingeniería y cuándo basta una MTD en Canarias?
A diferencia de las instalaciones receptoras convencionales, las instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red interior se clasifican reglamentariamente como instalaciones generadoras de baja tensión, reguladas específicamente por la Instrucción Técnica Complementaria ITC-BT-40 del REBT (aprobado por el Real Decreto 842/2002).
Para determinar qué documento técnico se requiere para su legalización, el marco normativo aplicable en las islas se rige de forma concurrente por:
- La ITC-BT-04 del REBT estatal, que establece los requisitos de documentación y puesta en servicio.
- El Decreto 141/2009, de 10 de noviembre, del Gobierno de Canarias, por el que se regulan los procedimientos administrativos relativos a las instalaciones y empresas en materia de seguridad industrial (concretamente su Anexo VII, relativo a instalaciones eléctricas de baja tensión).
En aplicación estricta del Anexo VII del Decreto 141/2009, el umbral que delimita la necesidad de Proyecto frente a Memoria Técnica de Diseño se fija en la potencia nominal instalada de generación:
Criterio reglamentario en Canarias (Decreto 141/2009):
• Potencia nominal de generación ≤ 10 kW: La instalación puede legalizarse mediante Memoria Técnica de Diseño (MTD), redactada y firmada por una empresa instaladora habilitada en baja tensión o por técnico titulado competente.
• Potencia nominal de generación > 10 kW: Es estrictamente preceptiva la redacción de un Proyecto de Ingeniería firmado por técnico titulado competente (Ingeniero o Ingeniero Técnico), acompañado de Dirección Técnica Facultativa y Certificado Final de Obra.
A efectos de este cálculo, la potencia instalada se define normativamente como la suma de las potencias nominales de los inversores que entregan energía a la red interna, independientemente de que la potencia pico de los módulos fotovoltaicos sea superior o inferior. Por ejemplo, una instalación con 12 kWp en paneles pero con un inversor de 10 kW nominales limitados de fábrica podrá tramitarse como MTD; mientras que una instalación con un inversor de 15 kW requerirá Proyecto de Ingeniería de forma obligatoria.
| Potencia Nominal (Inversores) | Documentación Técnica | Autoría Exigida | Dirección Técnica | Inspección Inicial OCA |
|---|---|---|---|---|
| P ≤ 10 kW (Uso estándar) | Memoria Técnica de Diseño (MTD) | Instalador Habilitado o Ingeniero | No requerida | No (salvo pública concurrencia) |
| P > 10 kW hasta 100 kW | Proyecto de Ingeniería visado | Ingeniero / Ing. Técnico Colegiado | Obligatoria (Certificado Final de Obra) | Obligatoria (previa a puesta en servicio) |
| P > 100 kW | Proyecto de Ingeniería visado | Ingeniero / Ing. Técnico Colegiado | Obligatoria (Certificado Final de Obra) | Obligatoria (previa a puesta en servicio) |
Conviene contrastar estos umbrales con los requisitos generales del REBT descritos en nuestro análisis sobre cuándo hace falta proyecto eléctrico o MTD según el REBT y el Decreto 141/2009, ya que la tipología del edificio receptor puede alterar las exigencias.
Excepciones por la tipología del edificio receptor
Existe un supuesto fundamental que suele generar confusiones: aunque la instalación fotovoltaica sea inferior o igual a 10 kW, si se implanta sobre un inmueble que por su actividad o tipología requiere proyecto eléctrico para su legalización (como locales de pública concurrencia, aparcamientos cerrados de más de 5 vehículos, naves con riesgo de incendio o explosión según la ITC-BT-29 o industrias con potencias receptoras elevadas), la incorporación de los módulos y el inversor altera las condiciones del cuadro general existente. En estos casos, la Dirección General de Industria exige que la memoria o anexo técnico sea redactado y coordinado técnicamente para no vulnerar las condiciones de seguridad del proyecto original.
Inspección inicial por Organismo de Control Autorizado (OCA)
Uno de los puntos críticos que más retrasos ocasiona en la puesta en servicio de instalaciones comerciales e industriales en Gran Canaria y Tenerife es la inspección reglamentaria por Organismo de Control Autorizado (OCA).
En el ámbito estatal, la ITC-BT-05 regula las verificaciones e inspecciones. Sin embargo, en la Comunidad Autónoma de Canarias, el Decreto 141/2009 estipula de forma taxativa que todas las instalaciones generadoras de baja tensión con potencia nominal superior a 10 kW deben someterse a una inspección inicial con calificación favorable por parte de una OCA antes de que la Consejería de Industria diligencie el Certificado de Instalación Eléctrica (CIE) y autorice su puesta en marcha.
Verificaciones obligatorias que realiza la OCA
Durante la inspección de campo, el técnico inspector de la OCA contrastará la instalación ejecutada frente a la memoria o proyecto visado, realizando pruebas instrumentales obligatorias:
- Resistencia de aislamiento: Medición en corriente continua entre polos y tierra (tensión de ensayo mínima de 1.000 Vcc para sistemas con tensiones de circuito abierto superiores a 500 V) y en el lado de corriente alterna.
- Protección de interconexión y sistema anti-isla: Comprobación de que el inversor o relé de red cumple la norma UNE-EN 50549-1, verificando que se desconecta de forma automática e inmediata ante una caída de tensión o variación de frecuencia de la red de distribución para proteger a los operarios de la compañía.
- Protecciones contra sobretensiones: Verificación de descargadores de sobretensiones transitorias (tipo 2) y protecciones permanentes tanto en el circuito de continua como en el cuadro de corriente alterna, conforme a la ITC-BT-23.
- Puesta a tierra: Continuidad de los conductores de protección y equipotencialidad de todas las estructuras metálicas de soporte de los paneles solares, asegurando que la resistencia de paso a tierra sea compatible con las sensibilidades diferenciales instaladas.
- Corte visible: Comprobación de la existencia de un interruptor o seccionador de corte omnipolar accesible para maniobra y mantenimiento en el punto de interconexión.
Aviso de seguridad técnica: La emisión de un certificado de inspección con defectos graves o muy graves bloquea automáticamente la tramitación en la sede electrónica del Gobierno de Canarias. La subsanación posterior exige nueva visita de la OCA y encarece los costes de tramitación.
Modalidades de autoconsumo y permisos de acceso y conexión
El marco técnico-económico del Real Decreto 244/2019 clasifica las instalaciones en dos grandes modalidades, con impacto directo en los trámites a seguir:
Autoconsumo sin excedentes
Son aquellas instalaciones que incorporan un sistema físico que impide en todo momento la inyección de energía excedentaria a la red de transporte o distribución. Para legalizar esta modalidad, es obligatorio que el dispositivo antivertido cuente con un certificado de conformidad según la norma UNE 217001 emitido por un laboratorio acreditado. Al no existir vertido a red, este tipo de instalación no requiere solicitar permisos de acceso y conexión ante e-distribución, simplificando sustancialmente los plazos iniciales.
Autoconsumo con excedentes
Permiten evacuar la energía generada que no se consume instantáneamente. Se subdividen en:
- Acogidas a compensación simplificada: Aplicable a instalaciones con potencia instalada menor o igual a 100 kW asociadas a un contrato de suministro existente. La comercializadora descuenta mensualmente el valor económico de la energía vertida en la factura de la luz (hasta el límite de la energía consumida en el término de energía).
- No acogidas a compensación: Diseñadas principalmente para grandes cubiertas industriales donde la energía excedentaria se vende directamente en el mercado mayorista o mediante contrato bilateral, requiriendo alta como productor de energía en el Registro de Instalaciones de Producción.
Exención de permisos de acceso y conexión según el RD 1183/2020
Uno de los avances más relevantes para agilizar el autoconsumo fue la aprobación del Real Decreto 1183/2020, de acceso y conexión a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica. En su artículo 7, exime formalmente de la obligación de tramitar permisos de acceso y conexión a las instalaciones de generación que cumplan simultáneamente dos condiciones:
- Tener una potencia de generación instalada P ≤ 15 kW.
- Estar ubicadas en suelo urbanizado que disponga de las dotaciones y servicios requeridos por la legislación urbanística.
Para potencias de generación superiores a 15 kW en modalidad con excedentes, es obligatorio tramitar previamente ante e-distribución (empresa distribuidora predominante en Canarias) la solicitud de acceso y conexión, acreditando la capacidad de red disponible y depositando las garantías económicas correspondientes cuando aplique.
El Código de Autoconsumo (CAU): para qué sirve y cuándo se solicita
El Código de Autoconsumo (CAU) es el identificador alfanumérico único que vincula la instalación generadora con el punto de suministro (CUPS). Consta de los 20 o 22 caracteres del CUPS del suministro, seguido de una combinación correlativa de cuatro caracteres (habitualmente A000 para la primera instalación) y un código de verificación.
Atención en el trámite: Sin el CAU oficial emitido por la distribuidora es imposible registrar la instalación en el aplicativo de la Consejería de Industria ni activar el contrato de compensación con la comercializadora. En Canarias, el CAU debe solicitarse a e-distribución antes de la presentación final del boletín.
Procedimiento paso a paso para legalizar en Canarias
La legalización ordenada de una instalación solar fotovoltaica en las islas exige seguir una secuencia reglamentaria coordinada para evitar subsanaciones y retrasos administrativos:
Paso 1: Trámite municipal y urbanístico
Gracias a la aprobación del Decreto-ley 15/2020 del Gobierno de Canarias, las instalaciones solares sobre cubiertas de edificaciones están exentas con carácter general de la exigencia de licencia de obras municipal tradicional en los ayuntamientos de las islas. El trámite se realiza mediante comunicación previa o declaración responsable urbanística, acompañada de memoria descriptiva o proyecto técnico y presupuesto de ejecución material para la liquidación del ICIO.
Paso 2: Solicitud de punto de conexión y obtención del CAU
Para instalaciones con excedentes > 15 kW, se tramita la solicitud de acceso ante e-distribución. Para instalaciones exentas de permisos (≤ 15 kW), se solicita directamente la generación del CAU a través del Portal de Conexiones de la distribuidora aportando la ubicación, el CUPS y la potencia del inversor.
Paso 3: Ejecución material de la instalación
La obra debe ser ejecutada por una empresa instaladora habilitada en baja tensión de categoría especialista (ámbito de instalaciones generadoras), siguiendo las especificaciones del proyecto o memoria y utilizando materiales certificados.
Paso 4: Inspección inicial por OCA (cuando P > 10 kW)
Finalizado el montaje y antes de energizar la conexión a la red de distribución, el Organismo de Control Autorizado inspecciona la instalación y emite el Certificado de Inspección Inicial Favorable con el código reglamentario.
Paso 5: Registro telemático en la Dirección General de Industria (PUESTEL)
La tramitación de seguridad industrial se realiza a través de la sede electrónica del Gobierno de Canarias mediante el aplicativo telemático PUESTEL. En este procedimiento se presentan:
- Certificado de Instalación Eléctrica (CIE – Boletín) firmado por el instalador.
- Memoria Técnica de Diseño (MTD) o Proyecto de Ingeniería visado.
- Dirección de Obra y Certificado Final de Obra visado (si P > 10 kW).
- Certificado de inspección inicial favorable emitido por la OCA (si P > 10 kW).
- Declaración de conformidad de los inversores y equipos de corte según norma UNE-EN 50549-1.
- Certificado del dispositivo antivertido según UNE 217001 (si la modalidad es sin excedentes).
- Código CAU asignado.
El sistema valida la documentación y genera el CIE debidamente diligenciado con código seguro de verificación (CSV) y sello de registro oficial de Industria.
Paso 6: Inscripción en el Registro de Autoconsumo (RADIC)
Una vez diligenciado el boletín eléctrico en PUESTEL, la propia Dirección General de Industria de Canarias procede de oficio a remitir la información de la instalación al Registro Administrativo de Autoconsumo de Energía Eléctrica (RADIC) del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.
Paso 7: Activación de la compensación con la comercializadora
El titular o su gestor traslada el boletín diligenciado y el código CAU a su empresa comercializadora de electricidad. La distribuidora confirma el alta del autoconsumo en su base de datos técnica en un plazo reglamentario de entre 5 y 15 días, a partir de lo cual la factura mensual comenzará a aplicar automáticamente la compensación de excedentes.
Errores técnicos y documentales más frecuentes en expedientes canarios
En el desarrollo de proyectos eléctricos en Canarias y legalizaciones industriales, se constata que los expedientes paralizados suelen deberse a cuatro fallos recurrentes:
- Descoordinación entre potencia del inversor y potencia pico de módulos: Registrar la potencia del campo solar en lugar de la potencia nominal del inversor en el formulario de Industria, lo que puede provocar que el sistema informático exija un Proyecto de Ingeniería y OCA innecesariamente para inversores de 10 kW con 11 kWp de placas.
- Cables solares no aptos para el clima insular: Instalar cableados convencionales no certificados para resistir radiación UV extrema, calor continuo y atmósfera salina. La norma exige conductores de doble aislamiento H1Z2Z2-K según UNE-EN 50618.
- Falta de coordinación con infraestructuras adicionales: Cuando la instalación fotovoltaica se combina con cargadores de vehículos eléctricos, es indispensable coordinar las protecciones con la instalación de puntos de recarga de vehículos eléctricos según la ITC-BT-52 para no provocar disparos intempestivos en el cuadro general.
- Incompatibilidad de la protección anti-isla con la red insular: En sistemas eléctricos aislados como los de las islas Canarias, las redes de distribución pueden experimentar variaciones de frecuencia y tensión más acusadas que en el sistema peninsular. Es obligatorio que el inversor o relé de acoplamiento disponga de la certificación actualizada para los rangos de tensión y frecuencia admitidos por e-distribución en Canarias.
Recomendación profesional: Definir desde la fase de anteproyecto el esquema unifilar exacto y la potencia nominal de vertido permite prever si el expediente requerirá OCA o proyecto visado, planificando los plazos de legalización para que coincidan con el fin de la obra y evitando semanas de lucro cesante con la instalación apagada.
¿Tienes dudas sobre la potencia de tu instalación o necesitas tramitar el proyecto eléctrico y la legalización en Canarias?
