Almería: 1.220 MW de solar y una red al límite

Almería genera más de lo que su red puede transportar

Almería cerró el primer semestre de 2026 con 1.742,9 MW de potencia renovable instalada, de los cuales 1.220 MW son fotovoltaicos, según los datos de la Junta de Andalucía que recoge Diario de Almería. Cinco años antes, en 2021, la provincia apenas sumaba 285,9 MW solares. El crecimiento es de manual: el mismo sol, más placas, más inversión. El problema es que la red no creció al mismo ritmo.

La fotovoltaica domina ya el mix provincial. Por detrás quedan la eólica (510,8 MW), la hidroeléctrica (8,4 MW), el biogás (2 MW) y la biomasa (1,7 MW). Y la cartera pendiente es todavía mayor: a 30 de junio había 25 plantas fotovoltaicas en tramitación que suman 842 MW, además de ocho proyectos eólicos con 236 MW y 13 proyectos de baterías independientes que alcanzan los 849,3 MW. En conjunto son 1.927,3 MW proyectados, una cifra que no debe confundirse con potencia instalada: son expedientes en distintas fases que aún no forman parte del parque de generación.

La pregunta obvia: si el recurso solar es el mismo, ¿por qué Almería no crece al ritmo de Sevilla o Jaén? El delegado de Economía, Hacienda y Fondos Europeos de la Junta en Almería, Guillermo Casquet, lo resume en una frase a Diario de Almería: «Muy fácil. Se debe a la capacidad de evacuación disponible». Su diagnóstico es que la capacidad de conexión libre en las subestaciones de la provincia es prácticamente nula para nuevos desarrollos, tanto en la red de transporte como en la de distribución. Los proyectos que avanzan lo hacen porque tenían capacidad concedida antes.

Tabernas y el curtailment: cuando la física no da más

Aquí entra un concepto que todo founder con exposición a costes energéticos debería tener en el radar: el curtailment o vertido. Potencia instalada no equivale a potencia inyectable. Red Eléctrica estudia la seguridad y el comportamiento de la red en cada nudo y determina cuánta capacidad de acceso hay. Después está la evacuación: la electricidad tiene que circular por líneas y subestaciones sin superar las restricciones técnicas. Un parque puede tener 100 MW de paneles y no tener garantizado un hueco de 100 MW en la red para recibirlos.

Tabernas es el caso extremo. Según El Periódico de la Energía, citando datos de Optimize Energy, la localidad pierde casi la mitad de la energía que genera y su subestación de 400 kV, que atiende a varias plantas fotovoltaicas, alcanzó un porcentaje de curtailment superior al 41% en ese nudo. El medio lo describe sin rodeos como una «absoluta ruina».

No es un fenómeno local. Un estudio interno de la consultora Nera difundido por The Objective cifra los vertidos de renovables en 35 TWh entre septiembre de 2025 y agosto de 2026, el equivalente al 14% de la demanda eléctrica española. La consultora Aurora Energy Research calculó 2,5 TWh de vertidos no compensados solo en el primer semestre de 2026, un 50% más que en todo 2024, con julio marcando un récord mensual de 1,5 TWh.

La factura invisible que ya están pagando consumidores y promotores

El cuello de botella no es gratis. Un informe de FEDEA recogido por Libertad Digital calcula que el coste de los servicios de ajuste alcanzó los 3.812 millones de euros en 2025, un 43% más que el año anterior, y que cerca del 90% de esa factura corresponde a restricciones técnicas. Entre el 29 de junio de 2025 y el 28 de junio de 2026, el coste neto de las reprogramaciones de Red Eléctrica llegó a 4.160 millones de euros, equivalentes a 17,33 euros por megavatio hora consumido. Hasta mediados de septiembre de 2026, el coste medio se acercaba ya a los 22 euros por MWh, casi un tercio del precio medio del mercado diario.

El Observatorio del Coste de los Servicios de Operación —integrado por Aelec, ACIE, Acenel, AEGE, CEOE, Cepyme y organizaciones industriales y de consumidores— pone otra cifra sobre la mesa, según El Español: la 'operación reforzada' activada por Red Eléctrica tras el apagón del 28 de abril de 2025 costó 3.570 millones de euros en lo que va de año, un 37% más que en el mismo periodo de 2025. Estos servicios representan alrededor del 7% de la factura de un hogar, el 10% de la de una pyme y hasta el 17% de la de un consumidor electrointensivo.

Y del lado del promotor, el golpe es directo: con datos de Curtailment.es, El Español recoge que el sector acumula 391 millones de euros perdidos, 1.560 plantas afectadas y casi 10.000 GWh de producción en 30 meses. El mismo medio explica el efecto financiero de fondo: cuanto mayor sea el riesgo de que una instalación sea desconectada o vea limitada su producción, menor será el valor económico de cada megavatio renovable y más caro resultará firmar un PPA.

¿Qué se está haciendo con la red y por qué no alcanza?

Red Eléctrica afronta la tercera modificación del Plan de Desarrollo de la Red de Transporte 2021-2026. Según La Verdad, la propuesta incluye una inversión extra de 607 millones de euros y la instalación de una primera reactancia de 150 MVAr en la subestación de Carril (Lorca), pensada para absorber el exceso de energía reactiva que las fotovoltaicas inyectan por la noche y que provoca sobretensiones. La Consejería de Medio Ambiente de Murcia valoró la medida pero reclamó ejecutar cuanto antes la planificación 2025-2030, y denunció que hay 400 millones de euros en inversiones en redes paralizadas.

En clave almeriense, Casquet apunta a la línea y la subestación de Antas: aparecen en las actuaciones previstas, pero vienen de una planificación anterior y acumulan retrasos. Su conclusión a Diario de Almería es que «esta planificación es insuficiente para Almería».

La vía que sí tiene margen es otra. Andalucía incorporó 308,4 MW de autoconsumo en el primer semestre de 2026 y roza los 2.230 MW instalados en más de 212.800 infraestructuras, según los datos que recoge Diario de Almería. El propio delegado lo reconoce: «En el autoconsumo sí tenemos capacidad para crecer, porque al final no tienes que conectarte a las redes de evacuación».

¿Qué significa esto para tu startup?

Si tu negocio consume energía de forma intensiva —agro bajo invernadero, industria, logística en frío, cómputo— la lección de Almería es que la ubicación ya no se elige por el precio del suelo ni por el recurso, sino por el nudo. Tres movimientos concretos:

• Verifica la capacidad de acceso antes de firmar nada. Si vas a firmar un PPA o comprar suelo para una instalación, pide el estudio de capacidad de acceso y evacuación del nudo concreto, no el de la provincia. El riesgo de vertido se acaba trasladando al precio que te ofrece el promotor.
• Mira el autoconsumo y el almacenamiento detrás del contador antes que la gran planta. En una provincia con capacidad de conexión prácticamente nula, producir donde consumes esquiva el cuello de botella. La cartera de 849,3 MW en baterías independientes en tramitación en Almería indica hacia dónde se mueve el dinero.
• Si vendes tecnología, el nicho está en la gestión, no en la generación. Software de predicción de vertidos, hibridación de plantas existentes y control de tensión son problemas con demanda comprobada: la modificación del plan de Red Eléctrica moviliza 607 millones de euros solo en refuerzos de red.

El contexto español tampoco ayuda a ignorar el tema. España arrastra costes crecientes por mantener la red estable y un parque renovable que se despliega más rápido que las infraestructuras que deben evacuarlo. Para un founder, eso significa que el coste energético de su operación depende cada vez menos del precio del mercado y más de dónde está enchufado.

Conclusión

Almería es el retrato adelantado de un problema que España entera está empezando a pagar: la generación renovable avanza más rápido que la red que tiene que transportarla. La provincia multiplicó por más de cuatro su potencia fotovoltaica desde 2021, tiene casi 2.000 MW en tramitación y, al mismo tiempo, capacidad de conexión cercana a cero para proyectos nuevos. El resultado son vertidos del 41% en nudos como Tabernas, millones de euros en servicios de ajuste que acaban en la factura eléctrica y PPAs cuyo valor se erosiona con cada hora de restricción.

Para quien emprende, la lectura práctica es clara: en la transición energética el activo escaso ya no es el sol, sino el punto de conexión. Quien entienda esa restricción antes de invertir —y quien construya soluciones para gestionarla— tiene ventaja.

Fuentes

• Xataka — Almería tiene todo el sol del mundo para llenar España de energía solar. El problema es que la red no está a su altura (fuente original)
• Diario de Almería — La paradoja energética de Almería: tiene sol de sobra, pero le falta red para crecer en renovables
• The Objective — España desperdicia con las renovables el equivalente al 14% de la demanda eléctrica
• Libertad Digital — El apagón de 2025 agrava el precio de la luz: 4.160 millones extra por la red eléctrica
• El Español Invertia — La 'operación reforzada' de Redeia encarece 3.570 millones la factura de la luz mientras las renovables tiran 400 millones
• La Verdad — Más control de la tensión en la línea eléctrica Murcia-Almería