El vertido renovable en España (curtailment) se ha mantenido elevado desde el apagón de red de abril de 2025, con un coste de 140 millones en ingresos perdidos para el sector, y con perspectivas de agravarse a medida que aproximadamente 10 GW de solar utility-scale se conecten a lo largo del resto de 2026 y hasta 2028 en una red ya congestionada, según un nuevo análisis de Wood Mackenzie. La capacidad entrante forma parte de una oleada de 16 GW en el período completo de 2026 a 2028, de los cuales una parte significativa ya se conectó en los primeros ocho meses de 2026.
Este hallazgo proviene del "Spain's Technical Curtailment Crunch: How the Next Wave of Solar Growth Will Impact Trends", un informe basado en un modelo de red con resolución nodal de todo el sistema de la red de transmisión de energía eléctrica de España al que ha tenido acceso El Periódico de la Energía. Según la consultora, los volúmenes de redespacho en el mercado de restricciones técnicas no han regresado a los niveles previos al apagón. Los volúmenes de vertidos no compensados representan actualmente el 4% del suministro renovable disponible en lo que va de año, con el gas siendo llamado a sustituir la generación solar y eólica desconectada para gestionar la estabilidad de la red.
Control de tensión
La media nacional encubre una situación más grave a nivel local. En ciertos nodos de Extremadura y Murcia, el vertido ya supera el 25% de la producción renovable. Para los propietarios de activos en esas ubicaciones, una cuarta parte de los ingresos potenciales de generación no se está percibiendo.
"Los volúmenes de redespacho en el mercado de restricciones de España no se han normalizado desde el apagón de abril de 2025, y los datos explican por qué", afirmó Agustín Huerga, analista de mercado en Wood Mackenzie. "Los nodos en Extremadura y Murcia están perdiendo más de una cuarta parte de su producción potencial. Los próximos 10 GW de solar que se conecten en corredores ya congestionados profundizarán esta situación antes de que mejore. Más de 35 GW del parque existente puede proporcionar control dinámico de tensión a bajo coste. Si el vertido se estabiliza en 2027 o continúa aumentando depende casi en su totalidad de la rapidez con que esa capacidad alcance el cumplimiento normativo".
Si ninguno de los 35 GW de renovables capaces de proporcionar control dinámico de tensión a bajo coste alcanza la habilitación, se prevé que el vertido aumente un 18% en los próximos dos años. Esa condición, y no la congestión de red por sí sola, es la que determina si se materializa el escenario adverso. En ese caso, el vertido total alcanzaría los 6,5 TWh en 2028, frente a 1,3 TWh en 2023.
Red mal diseñada
El problema estructural proviene de una red que no fue diseñada para el ritmo ni la escala del desarrollo solar en España. La congestión que antes estaba impulsada por la oferta eólica ahora lo está por la oferta solar. Aproximadamente la mitad del vertido técnico en 2026 no se debe a limitaciones físicas de capacidad de líneas, sino a problemas síncronos del sistema: inercia, corriente de cortocircuito y control de frecuencia y tensión. Estos son servicios que las plantas de gas y nucleares prestan de forma habitual. Los activos solares y eólicos basados en inversores de potencia deben estar configurados específicamente para replicarlos, y una gran parte del parque existente en España no lo está.
Alrededor de 7 GW de solar fotovoltaica y 26 GW de capacidad eólica requieren retrofits de inversores para proporcionar control dinámico de tensión, al haber sido puestos en servicio antes de la entrada en vigor del Real Decreto 647/2020. Hasta el 50% del parque existente no puede prestar este servicio sin inversión adicional. Sin embargo, más de 35 GW pueden ser habilitados para hacerlo sin inversión adicional, y las plantas que lo hacen reciben prioridad de despacho. El operador de red REE había habilitado 4,2 GW de plantas renovables a través de su programa de habilitación a mayo de 2026. El marco regulatorio existe. La cuestión es si el ritmo de cumplimiento sigue el ritmo de la nueva capacidad que se conecta a la red. A día de hoy, y tal y como contó El Periódico de la Energía, ya hay 15.000 MW de renovables habilitados.
Si no es así, los objetivos de vertidos renovables de España enfrentan un riesgo material de incumplimiento. El escenario base de Wood Mackenzie proyecta que el vertido se estabilizará en 2027 y 2028, pero solo si el suministro de control dinámico de tensión por parte de las renovables nuevas y existentes mantiene el ritmo con los aproximadamente 10 GW de capacidad solar aún pendiente de conectarse.
Las congestiones de red impulsadas por la energía solar se concentran geográficamente alrededor de Madrid, Toledo y Cáceres, donde 3 GW de nueva solar fotovoltaica entran en servicio en esos corredores. Los desarrolladores ya están respondiendo, ubicando nuevos proyectos en zonas de menor recurso, incluyendo León, Valladolid, Huesca y Zaragoza, una señal de que la geografía de inversión de la solar española está cambiando en tiempo real.
El refuerzo de la red es la solución estructural, pero un plazo medio de siete años desde obra nueva hasta finalización lo descarta como solución a corto plazo. El almacenamiento en baterías y el aumento de la demanda eléctrica tienen mayor peso a corto plazo. Wood Mackenzie prevé 10 GW de almacenamiento en baterías operativos en 2030, ascendiendo a 20 GW en el escenario alto, frente a una base de 0,2 GW en 2025. Más de 40 GW de almacenamiento en baterías están en desarrollo, con 25 GW con permisos de acceso a la red aprobados.
El crecimiento de la demanda procedente de centros de datos añade 2,3 GW al pipeline, con más de 2 GW previstos en operación para 2030. Se espera que las renovables resuelvan la mitad del problema del nuevo modo de operación de Red Eléctrica, con los compensadores síncronos cerrando el resto para 2029. Se proyecta que el vertido caiga un 30% anual a lo largo del período de perspectivas si se cumplen esas condiciones.
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