El aumento del curtailment renovable en España plantea un desafío crítico para la rentabilidad de los proyectos de energía limpia. De acuerdo con el informe de Alantra Energía, se espera que el porcentaje de energía vertida alcance un 5% en 2027-2028, un crecimiento notable frente al 2% registrado en 2024.

Según Chema Zabala, Managing Director de la firma, el impacto económico no sólo depende del volumen de energía vertida, sino también de las condiciones del mercado en el momento del vertido. 

“Si se corta la inyección de energía en un momento donde el precio es cero, el impacto es menor. Pero si la restricción ocurre cuando el mercado está en 100 €/MWh, la pérdida económica es significativa”, explica el ejecutivo en diálogo con Energía Estratégica España.

Curtailment técnico y de mercado: claves para entender su impacto

“El curtailment técnico a nivel global no es un problema grave en España”, señala Zabala, aunque aclara que en algunas plantas localizadas en nodos congestionados, la situación es diferente. 

Según el informe de Alantra, las zonas más afectadas son donde el crecimiento de la fotovoltaica ha superado la capacidad de la red como:

• Corredor La Mancha – Madrid
• Corredor Andalucía – Extremadura – Madrid
• Nuevo corredor Aragón – Levante
• Refuerzo Aragón – Navarra / Cataluña sur y centro

Cabe aclarar, que el curtailment en España responde a dos causas principales: restricciones técnicas en la red y exceso de oferta en el mercado. 

Mientras que el primero está ligado a la capacidad limitada de evacuación en ciertos nodos, el segundo ocurre cuando la generación renovable supera la demanda, llevando los precios a cero o incluso a valores negativos.

Este no se limita a una región específica, sino que sus implicancias se extienden a todos los proyectos que operan en el mercado y su efecto es sobre la estabilidad financiera. 

Aunque la energía no inyectada a la red no supone un costo directo, sí afecta la previsibilidad de los ingresos y la rentabilidad a largo plazo. 

Las horas de precios cero o negativos reducen las oportunidades de comercialización de la energía renovable, lo que obliga a los desarrolladores a replantear sus estrategias de monetización.

La creciente penetración de renovables en España ha llevado a una mayor volatilidad en los precios del mercado mayorista, demostrado en las más de 800 horas con precios en cero o negativos que se registraron durante el 2024 y se espera que esta tendencia continúe en 2025, especialmente en las horas centrales del día. 

Para los proyectos fotovoltaicos, esto implica que una parte significativa de su producción podría no generar ingresos, afectando la viabilidad financiera de los activos.

“Los inversores están evaluando cada vez más cómo la caída de los precios afecta los flujos de caja de las plantas solares y qué estrategias pueden implementarse para mitigar estos efectos”, señala Zabala. 

Las inversiones de Red Eléctrica y el futuro de la infraestructura

Para mitigar estos problemas, Red Eléctrica ha desplegado un plan de inversiones en redes de transporte, con especial atención en corredores críticos como La Mancha-Madrid y Andalucía-Extremadura-Madrid. 

Aun así, Alantra advierte que hasta que estas infraestructuras entren en operación, es probable que el curtailment siga aumentando.

“La planificación original de Red Eléctrica consideraba una penetración fotovoltaica menor a la que realmente se ha dado, por lo que hasta que se concreten las nuevas inversiones, el nivel de vertidos podría crecer”, advierte el Managing Director de Alantra.

Ante este panorama, los desarrolladores deben evaluar soluciones para minimizar el impacto del curtailment en la rentabilidad de sus proyectos. 

La hibridación con baterías y el almacenamiento en nodos críticos emergen como las estrategias más efectivas.

“En zonas con alto riesgo de vertidos, incorporar almacenamiento puede hacer la diferencia, permitiendo desplazar la generación a horas de mayor demanda”, explica Zabala. Además, Alantra ha identificado que la caída en los costos de las baterías está haciendo cada vez más viable esta alternativa para los promotores.

Proyecciones a 2027-2028: ¿qué esperar del curtailment en los próximos años?

Alantra prevé que el curtailment aumentará gradualmente hasta 2027, alcanzando un 5%, antes de empezar a disminuir con la entrada en operación de nuevas infraestructuras. A corto plazo, el 2025 será un año clave, con una probable expansión de las horas de precio cero en el mercado eléctrico.

“Nuestra visión es que las horas de precio cero se mantendrán en línea con las de 2024, aunque la demanda y las condiciones climáticas pueden generar variaciones”, afirma Zabala. 

Asimismo, aclara que la volatilidad del gas seguirá influyendo en los precios, aunque no lo suficiente para alarmar a los operadores.

En este contexto, los contratos de compraventa de energía (PPAs) están evolucionando para adaptarse al nuevo escenario. Una de las tendencias que se destaca es la inclusión de cláusulas que excluyen liquidaciones cuando el precio de mercado es cero o negativo.

Además, Zabala menciona que los PPAs con almacenamiento permiten mayor flexibilidad para evitar las horas de menor rentabilidad. 

“Cada vez más proyectos están explorando mecanismos de perfilado horario para aprovechar los picos de demanda”, indica.

¿Hacia dónde va la integración renovable en España?

El aumento del curtailment es un desafío que requiere soluciones tanto desde la planificación de red como desde la estrategia de los desarrolladores. 

Las inversiones en infraestructura ayudarán a reducir las restricciones técnicas, pero mientras tanto, el almacenamiento y la gestión inteligente de la energía serán claves para optimizar la rentabilidad de los proyectos.

En palabras de Zabala, la clave está en anticiparse a las dinámicas del mercado y evaluar cada nodo de manera individual.

“No basta con ver el promedio del sistema, hay que analizar nodo a nodo para entender la verdadera implicación en cada proyecto”, concluye.