Las subestaciones del sur grancanario están al borde de la saturación. La fiebre renovable choca con la realidad de una red de distribución limitada y sin refuerzos inmediatos a la vista. La planta fotovoltaica Águeda III, promovida por Naturgy Renovables Canarias en San Bartolomé de Tirajana, no solo es un símbolo del nuevo impulso solar en el Archipiélago. También es la punta del iceberg de un problema que empieza a emerger con fuerza: el sur de Gran Canaria ya no tiene margen para evacuar más electricidad renovable a la red de distribución. Si no se toman medidas urgentes, tanto técnicas como políticas, el archipiélago puede convertirse en una potencia solar con red bloqueada, un contrasentido difícil de explicar ante Europa y ante una ciudadanía cada vez más comprometida con la descarbonización.
Según los últimos datos publicados por Endesa e-Distribución Redes Digitales a 1 de mayo de 2025, el nudo de Arguineguín, que articula buena parte de las evacuaciones solares en el suroeste insular, solo cuenta con 13 MW libres de los 39 disponibles. Los 26 MW ya ocupados reflejan una fuerte presión sobre una infraestructura que, sin refuerzos, no podrá absorber más proyectos solares a corto plazo.
Saturación en cadena: Maspalomas, Tablero, Matorral... El cuello de botella de Arguineguín no es un caso aislado. La red de distribución en todo el sur insular se encuentra en situación crítica. Otras subestaciones estratégicas también presentan una ocupación total o casi total: En el sur de Gran Canaria, las subestaciones de transporte eléctrico muestran una ocupación prácticamente total, con excepción de Arguineguín (Mogán) y Lomo Maspalomas (San Bartolomé de Tirajana), que conservan capacidad disponible para nuevas conexiones renovables. Arguineguín ofrece 13 MW libres de un total de 39 MW, mientras que Lomo Maspalomas dispone de 5,6 MW de sus 23,9 MW totales. Estas cifras posicionan a Mogán como el municipio con mayor margen para acoger proyectos de energía solar u otras instalaciones que requieran conexión a red.
En contraste, las subestaciones de El Tablero, San Agustín y Matorral —todas en San Bartolomé de Tirajana— se encuentran al 100 % de su capacidad, sin margen para nuevas incorporaciones. Esta saturación limita significativamente el desarrollo de proyectos energéticos en una de las zonas con mayor radiación solar de Canarias, a menos que se ejecuten ampliaciones de red o se optimicen las infraestructuras existentes. La disponibilidad en Arguineguín cobra así especial relevancia estratégica para el despliegue de renovables en la región.
En algunos casos, como El Tablero, la saturación es total. En otros, como Lomo Maspalomas, apenas quedan 5,6 MW disponibles, insuficientes para la mayoría de plantas comerciales. En el entorno de Bahía Feliz y San Agustín, la situación es idéntica: sin capacidad disponible, sin margen de maniobra. El sur de Gran Canaria —y en especial el municipio de San Bartolomé de Tirajana— es uno de los territorios con mayor radiación solar de España. Sin embargo, su atractivo fotovoltaico se ve comprometido por la falta de capacidad real para inyectar nueva energía a la red.
La planta Agueda III es el ejemplo más reciente. Su conexión al nudo de Arguineguín ha sido posible porque logró reserva de capacidad a tiempo, pero otros proyectos, muchos promovidos por pymes locales o inversores foráneos, se han visto obligados a detener su tramitación ante la falta de acceso garantizado.
El cuello de botella en la red eléctrica del sur de Gran Canaria se debe a una combinación de factores que han coincidido en el tiempo. Por un lado, el crecimiento acelerado de solicitudes para instalaciones fotovoltaicas, impulsado por las convocatorias de acceso abiertas entre 2023 y 2024, ha disparado la demanda de capacidad en las subestaciones. A ello se suma la falta de planificación a largo plazo por parte de las administraciones para reforzar la infraestructura eléctrica en zonas especialmente atractivas para el desarrollo renovable. Esta situación se ve agravada por la ausencia de sistemas de almacenamiento energético que permitan absorber y modular los picos de generación, lo que tensiona aún más la red. Además, la fuerte dependencia de unos pocos nudos estratégicos, como Arguineguín, Lomo Maspalomas o El Tablero, concentra la presión sobre infraestructuras ya próximas o incluso al límite de su capacidad.
A ello se suma la baja densidad de subestaciones en el sur frente al área metropolitana. Mientras zonas como Buenavista o La Paterna, en Las Palmas, cuentan con más de 40 MW de acceso disponible, los municipios turísticos —donde más se consume y donde más se puede generar— se encuentran atrapados.
Ante la saturación de las subestaciones del sur de Gran Canaria, se ha reactivado el debate sobre la urgencia de reforzar la red eléctrica en esta zona clave para el desarrollo renovable. Las alternativas que se barajan incluyen la ampliación de infraestructuras existentes, como las subestaciones de Matorral o El Tablero, así como la creación de nuevos nudos de evacuación más cercanos a las futuras plantas fotovoltaicas. También cobra fuerza el uso estratégico de baterías, capaces de liberar capacidad durante las horas pico y aliviar la congestión de la red. Además, algunos expertos apuntan a una redistribución territorial de la generación como solución complementaria, apostando por proyectos en el norte de la isla o en otras islas con redes menos saturadas, donde la integración de renovables aún tiene amplio margen de crecimiento
De hecho, subestaciones como Arucas (53,2 MW disponibles) o Corralejo, en Fuerteventura, siguen teniendo margen para nuevas instalaciones. Pero trasladar allí los proyectos implica costes logísticos, transporte de equipos y mayor distancia a la demanda real, concentrada en el sur. Canarias tiene el objetivo de alcanzar el 60% de generación renovable en 2030, pero ese horizonte se complica si no hay red donde verter la energía limpia. El caso de Agueda III es una buena noticia para el sector, pero también una llamada de atención.
