Los datos de Red Eléctrica de España (REE) muestran un cambio drástico en la integración de energías renovables. Mientras entre julio de 2024 y abril de 2025 el porcentaje de energía no integrable por restricciones técnicas se mantuvo en un rango bajo (1-3%), a partir de mayo comenzó una escalada que alcanzó un pico del 11% en julio, para descender levemente al 7% en agosto.
Se trata de un nivel de curtailment inédito en el sistema peninsular y que marca un antes y un después en la capacidad de absorción de energía verde.
Radiación solar, autoconsumo y criterios de REE
Según Carlos Martín Graña, responsable de Operaciones de Enerjoin España, el fenómeno responde a dos factores simultáneos:
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Mayor radiación solar a partir de la primavera, que incrementa la capacidad de generación de los parques.
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Caída de la demanda en esas mismas horas por el auge del autoconsumo.
El resultado: un exceso de oferta que la red no puede absorber.
A este aspecto natural se suma un componente regulatorio. El consultor Kiko Maza, de WeMake Consultor, apunta que tras el apagón de abril REE endureció sus criterios de integración: “Las restricciones son mayores, por lo que podemos deducir que Red Eléctrica ha cambiado sus criterios de integración de renovables”.
Impacto en la viabilidad de los proyectos
El incremento del vertido no solo implica un reto técnico, sino que golpea la viabilidad financiera de los proyectos renovables.
“Obliga a incrementar la energía vertida en los casos de negocio y esto hace más complicado que salgan los números y el proyecto consiga financiación”, explicó Maza en diálogo con Strategic Energy Europe.
En otras palabras, la incertidumbre sobre cuánto de la energía producida será aprovechada incrementa el riesgo para bancos e inversores, dificultando el acceso al crédito.
La falta de flexibilidad también tiene un precio para el conjunto del sistema. Según publicó El Confidencial, el plan reforzado de REE disparó en verano los costes de seguridad del sistema casi un 97%, aun cuando el mercado mayorista se mantenía en precios bajos.
Este escenario expone la paradoja de una electricidad barata en el mercado, pero con un sistema cada vez más costoso de mantener.
Las soluciones: red, almacenamiento y demanda
Desde el sector, la conclusión es clara: sin inversión en flexibilidad, la transición se atasca. Carlos Martín Graña lo resume en una fórmula simple: “Red + almacenamiento + demanda. Si no, es inviable”.
Las vías de solución pasan por tres frentes principales:
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Refuerzo de red: inversiones en transporte y distribución para aliviar los nodos críticos, especialmente en zonas de alta penetración solar y eólica.
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Almacenamiento: despliegue masivo de baterías, hidrógeno verde o bombeo hidráulico para absorber excedentes.
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Gestión de demanda: incentivos al consumo flexible, desde la electrificación industrial hasta la recarga inteligente de vehículos eléctricos.
Una transición en riesgo de bloqueo
Lo que queda en evidencia es que la transición energética en España entró en un punto de inflexión: ya no se trata solo de instalar más megavatios renovables, sino de garantizar que puedan integrarse plenamente en la red.
De lo contrario, el crecimiento proyectado en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) —con al menos 30 GW eólicos y 42-43 GW solares adicionales en seis años— corre el riesgo de volverse insostenible en términos técnicos y financieros.
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