Récord de generación renovable 'tirada' sin usar en julio: superó el 10% al no poder entrar en el sistema por saturación de redes

"La red no puede absorber tanta renovable, pese a que la ola de calor disparó la demanda diaria alrededor de un 7%. Se desaprovechó mucha energía verde: más de un 10% cuando nunca se había superado el 4%", señala Víctor Baeschlin, ingeniero de desarrollo de Proyectos del Grupo Tervalis.

"No es una anécdota, es la señal de que nuestra red se queda corta frente al ritmo de instalación de renovables".

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"Necesitamos más flexibilidad (baterías, bombeo, tarifas dinámicas) y mercados que incentiven a desplazar el consumo. De lo contrario, veremos cómo el sol y el viento sobran en horas punta mientras importamos energía en otras franjas", añade.

La generación renovable que se está tirando del sistema es "mucha más que la que se puede achacar al modo de 'operación reforzada' de Red Eléctrica", señala, Jorge Antonio González Sánchez, director de Energía y Proyectos de Losán, una multinacional fabricante de productos derivados de la madera.

Más parques fotovoltaicos

Y mientras se saturan los nudos (subestaciones eléctricas), cada día se conecta más capacidad fotovoltaica. "Yo diría que no cabe toda la fotovoltaica nueva que hemos instalado entre el año pasado (unos 6 GW, según REE) y este (unos 3,2 GW)", puntualiza González .

"Cuanta más demanda hay, más energía fotovoltaica es capaz de casar económicamente en el mercado, pero luego esa no puede entrar por los cables eléctricos".

Curtailment por meses en 2025 REE

La aportación de renovables en este mes fue del 54,1% aportando 13.871 GWh a la generación total, según el último informe mensual de APPA Renovables (patronal del sector).

La solar fotovoltaica es la principal fuente renovable, con un 25% de participación en el mix. Le sigue la eólica con un 17,8% y la hidráulica con un 7,8%.

"Según la última publicación mensual por nudo de la Energía Renovable No Integrable de Red Eléctrica, hay nudos con más del 40% de curtailment en julio", explica Rodrigo García Ruiz, Energy and Risk Management analysis manager en Optimize Energy a EL ESPAÑOL-Invertia. 

"De hecho, los propios bancos ya piden informes que contemplen cuál será ese curtailment a futuro para los promotores que quieren financiar sus proyectos, qué porcentaje de su producción se va a haber impactada y que se incorpore al business model. Nosotros estamos haciendo cada vez más este tipo de estudios para las empresas".

En el ranking de los nudos más saturados lidera el podium ARSNJUA 220 que está ubicado en el área de Aranjuez, en la Comunidad de Madrid (vertidos del 43,07% en julio). Le sigue JM.ORIOL 400 (con un 41,51%), y corresponde a la zona del embalse de Alcántara, al noroeste de la provincia de Cáceres.

Y en tercer lugar, el nudo eléctrico ACECA 220, ubicado en las inmediaciones del municipio de Villaseca de la Sagra (Toledo) donde hay una central térmica, que vierte más del 40%. El resto están por debajo de ese porcentaje.

Más hibridación

Hay unos 30 nudos calientes, casi todos ellos concentrados en las provincias de Cáceres, Badajoz, Toledo y Ciudad Real. "Este mes de julio, más de la mitad de los curtailments fueron de fotovoltaica. En concreto, 392 GWh", puntualiza García Ruiz.

Los vertidos de energía por limitaciones de la red se han disparado en Aragón desde 2021, con picos de hasta 70 GWh en un solo mes. El mensaje es claro: no basta con instalar más megavatios, necesitamos reforzar la red para poder integrarlos.

"Al ser un problema zonal, o se ponen baterías al lado o se hibrida el parque o no se puede mitigar", concluye el experto.

"La solución ante la falta de redes es cargar las baterías en las horas que se te asocian curtailments, y de hecho, nos está llegando muchas solicitudes para que les ayudemos a hibridar los parques o para dimensionar sus baterías".

Además de las baterías, será necesario invertir en desarrollar redes inteligentes, hidrógeno verde u otros sistemas de almacenamiento a gran escala e interconexiones. El desarrollo de estas tecnologías será crucial para mitigar el impacto de la restricción y la modulación a largo plazo.

Con estas tecnologías en pleno funcionamiento, se reducirá la volatilidad de los precios, ya que el exceso de generación durante el día se almacenará y se liberará por la noche o cuando se necesite.