España desperdicia 6 TWh renovables, el doble que en 2025

6 TWh tirados: la paradoja de ser potencia renovable

A mediados de octubre, España acumulaba 6 TWh en vertidos eléctricos no remunerados, el doble de los 3 TWh registrados en la misma fecha de 2025 y cinco veces más que en 2024, según los datos de la consultora Aurora Energy Research. Esa electricidad equivale al consumo de casi dos millones de hogares.

Para un founder, la cifra no es una curiosidad del sector energético. Es una señal de precio: hay electricidad que se produce y no se vende, en un país donde la factura eléctrica sigue siendo una de las partidas más pesadas para cualquier operación intensiva en cómputo, logística o industria. Donde hay vertidos, hay excedente barato mal aprovechado.

¿Qué es el curtailment y por qué no se cobra?

El curtailment técnico es la restricción que aplica el operador del sistema para reducir o interrumpir temporalmente la producción de una instalación —casi siempre renovable— y mantener la estabilidad de la red. La resolución de restricciones técnicas se articula en dos fases antes de la operación en tiempo real.

¿Y esto cómo se aplica en tu negocio?

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La fase 1 ajusta la generación para garantizar la viabilidad técnica del programa eléctrico. La fase 2 restablece el equilibrio entre generación y demanda tras esos ajustes. La distinción importa mucho: los ajustes al alza de la fase 1, los redespachos de la fase 2 y las actuaciones en tiempo real sí se remuneran. Las reducciones de generación de la fase 1, no.

Ahí está el agujero. El productor tiene el activo construido, el sol brillando y el panel generando, pero la energía no entra al sistema y nadie le paga por ella. Es coste sin ingreso.

El despliegue renovable corrió más rápido que la red

El Observatorio Sectorial DBK de Informa proyecta que a final de año la potencia conjunta de solar y eólica en España alcanzará los 93.000 MW, un crecimiento anual del 13,5% frente a 2025. La solar fotovoltaica sola avanza un 26,2%. En los dos últimos años se conectaron a la red 20 GW de nueva potencia fotovoltaica y 2 GW de eólica, según El Periódico de la Energía.

La fotovoltaica ya es la primera fuente de generación en lo que va de 2026, con una participación del 23% del mix, de acuerdo con el mismo medio. ABC eleva el total renovable instalado por encima de los 100 GW de capacidad.

El problema no es la generación. Es que la demanda no crece al mismo ritmo. En julio, la demanda eléctrica bruta española subió un 6,9% interanual hasta los 25.144 GWh, impulsada por las olas de calor y la refrigeración, según ABC. Un crecimiento real, pero muy inferior al de la oferta.

¿Dónde se concentra el desperdicio?

Los vertidos no se reparten de forma homogénea. Extremadura y Aragón, grandes productoras renovables, registran las tasas más altas. En Almería es habitual reducir producción para garantizar la seguridad del suministro.

El mapa, sin embargo, se mueve. Como explica Mario Prinetti, Senior Associate de Aurora Energy Research, el nodo de Tabernas 400 en Almería, que estaba entre los de mayor tasa a principios de año, salió de la lista de los 30 nodos con más vertidos según los últimos datos de Red Eléctrica. Aurora prevé que esos desplazamientos territoriales continúen a medio plazo.

Ese detalle es relevante para cualquier decisión de localización: el nodo que hoy tiene excedentes puede no tenerlos en dos años, y viceversa.

¿Qué significa esto para tu startup?

Primero, revisa dónde consumes y con quién firmas. Si tu operación es electrointensiva —cómputo, frío industrial, electrólisis, carga de flota—, los nodos con vertidos recurrentes son los candidatos naturales para negociar un PPA o una tarifa bilateral. La electricidad sobrante busca comprador y el productor prefiere un contrato a largo plazo antes que un vertido no remunerado. Pide a tu comercializador el desglose por nodo, no solo el precio medio nacional.

Segundo, convierte tu carga en flexible. La energía sobrante aparece en horas concretas, sobre todo centrales del día con máxima producción solar. Mover procesos no críticos —entrenamiento de modelos, backups, recarga de flota, preenfriamiento— a esas ventanas puede bajar tu coste sin cambiar de proveedor. Es la vía más rápida y la que menos CAPEX exige.

Tercero, si desarrollas proyectos renovables, mira la hibridación. Red Eléctrica contabilizaba en mayo de 2026 más de 1,6 GW de instalaciones híbridas, de las que casi el 86% combinaba tecnologías renovables, según Energías Renovables. El marco de acceso y conexión permite añadir generación o almacenamiento usando el punto de conexión ya concedido, cumpliendo requisitos y actualizando permisos. Para un promotor pequeño, es la forma de crecer sin esperar una nueva conexión.

El negocio que abre el hueco: baterías y capacidad

El PNIEC fija para 2030 un objetivo de 22,5 GW de almacenamiento, junto con 62 GW eólicos y 76 GW fotovoltaicos. Hoy esa potencia no está construida, y ahí está la oportunidad.

El marco regulatorio empieza a moverse. La Comisión Europea aprobó el 29 de mayo de 2026 el mecanismo de capacidad español, con un presupuesto máximo de 9.000 millones de euros y una duración de diez años. La Orden TED/966/2026, de 15 de septiembre, estableció su marco general para el sistema peninsular. Aún quedan por concretar aspectos técnicos y operativos antes de las primeras subastas, según recoge Energy News.

El sector también empuja cambios de diseño. El informe de alinnea propone fijar ocho horas de descarga como referencia para clasificar el almacenamiento de larga duración, y reclama un tratamiento fiscal adaptado para instalaciones que consumen, guardan y devuelven electricidad, incluida la eliminación definitiva del impuesto sobre el valor de la producción de la energía eléctrica.

Conviene además calibrar expectativas. Un análisis de Ember citado por Energías Renovables concluye que aceptar dejar sin aprovechar entre el 15% y el 30% de la generación anual puede costar menos que sobredimensionar baterías. Es decir: el objetivo razonable no es cero vertidos, sino el nivel de vertido que minimiza el coste total del sistema.

Conclusión

España ha construido una máquina de generar electricidad barata y no ha construido, al mismo ritmo, la infraestructura para usarla: almacenamiento, interconexiones y demanda flexible. El resultado son 6 TWh que nadie paga y un productor que asume el coste.

Para el ecosistema emprendedor, ese desajuste es un mercado. Está en el software que gestiona flexibilidad de carga, en los PPAs ligados a nodos con excedente, en la hibridación de proyectos existentes y en el almacenamiento que se financiará con el mecanismo de capacidad. La ventana regulatoria está abierta ahora; las primeras subastas definirán quién entra.