Curtailment en Plantas Solares: Causas, Costes y Cómo Evitarlo

Introducción

Es mediodía de un día soleado en tu planta fotovoltaica de 25 MWp en Extremadura. Los inversores ronronean a plena potencia, produciendo 23 MW. Tu sistema de monitorización muestra que todo funciona perfectamente: PR al 85%, sin alarmas, sin fallos. Entonces recibes una llamada: “REE ha ordenado una reducción de producción al 60% durante las próximas 4 horas”.

Acabas de experimentar tu primer curtailment (reducción forzada de producción). En esas 4 horas, perderás aproximadamente 36 MWh de producción. A 40 €/MWh, son 1.440 € que se evaporan. Y lo peor: nadie te va a compensar por esa energía que no pudiste vender.

Si tu planta está en una zona con alto curtailment (> 5% anual), esto puede significar pérdidas de 50.000-150.000 € al año. Suficiente para arruinar tu modelo financiero si no lo habías previsto en la fase de desarrollo.

En este artículo, desglosaremos qué es exactamente el curtailment, por qué ocurre, cuánto dinero pierdes, qué zonas de España están más afectadas, y las estrategias de mitigación más efectivas (incluidas baterías, optimización de punto de conexión, y negociación de compensación en contratos PPA).

1. ¿Qué es el Curtailment y por qué ocurre?

Curtailment (del inglés “to curtail” = reducir, limitar) es la reducción forzada de la producción de una planta renovable ordenada por el operador del sistema (Red Eléctrica de España - REE) por razones técnicas o económicas.

Tipos de Curtailment

Tipo	Causa	Frecuencia	Compensación
Técnico	Saturación de red, restricciones de transformador	Estructural en ciertas zonas	❌ Generalmente no
Por Seguridad	Mantenimiento de líneas, emergencias del sistema	Esporádica	❌ No
Económico	Precios negativos, exceso de producción renovable	5-10 días/año	⚠️ Depende del contrato
Contractual	Orden de tu comercializadora (raro)	Muy rara	✅ Según contrato PPA

En España, el curtailment técnico por saturación de red es el más problemático porque afecta de forma recurrente y no está compensado.

¿Por qué ocurre el curtailment técnico?

La red eléctrica española fue diseñada hace décadas para centrales de generación convencional (carbón, nuclear, gas) ubicadas cerca de centros de consumo. La explosión de renovables (2019-2025) ha creado un desajuste geográfico:

Problema: Mucha generación solar en zonas con poca demanda local y red limitada

Zonas críticas:

• Extremadura: 5.000 MW de solar instalados, población 1 millón de habitantes
• Castilla-La Mancha: 7.000 MW de solar, red dimensionada para 2.000 MW
• Aragón (sur): Alta concentración de plantas en pocos nudos de conexión

Resultado: En horas de alta irradiación, la red no puede evacuar toda la energía solar producida → REE ordena reducir producción.

2. ¿Cuánto dinero pierdes con el curtailment?

El impacto económico del curtailment se mide en porcentaje de producción anual perdida.

Cálculo de Pérdidas por Curtailment

Fórmula básica: $\text{Pérdidas (\euro)} = \text{Producción curtailed (MWh)} \times \text{Precio de venta (\euro/MWh)}$

Ejemplo real (Planta 25 MWp en nudo saturado):

Mes	Producción Teórica (MWh)	Curtailment (%)	Producción Perdida (MWh)	Pérdidas @ 40 €/MWh
Enero	2.500	2%	50	2.000 €
Febrero	2.800	3%	84	3.360 €
Marzo	3.500	5%	175	7.000 €
Abril	4.000	8%	320	12.800 €
Mayo	4.200	10%	420	16.800 €
Junio	4.500	9%	405	16.200 €
Julio	4.800	8%	384	15.360 €
Agosto	4.600	7%	322	12.880 €
Septiembre	3.800	6%	228	9.120 €
Octubre	3.200	4%	128	5.120 €
Noviembre	2.600	2%	52	2.080 €
Diciembre	2.300	1%	23	920 €
TOTAL	42.800	5,5%	2.591	103.640 €

Impacto financiero:

• Pérdida de ingresos: 103.640 €/año
• Sobre 25 años (valor presente neto @ 5% descuento): ~1,5 M€
• % del valor de la planta: 10-15% del valor total de transacción

Conclusión: Un 5% de curtailment anual puede reducir el valor de tu planta en 10-15% en una transacción M&A.

3. Mapa de Zonas de Alto Curtailment en España

No todas las regiones sufren curtailment por igual. Aquí está el mapa de riesgo actualizado a 2026:

Zonas Críticas (Curtailment > 5% anual)

Provincia	Nudos Críticos	Potencia Solar Instalada	Curtailment Promedio	Causa Principal
Badajoz	Bienvenida, Guillena, Cedillo	2.500 MW	6-8%	Saturación línea Portugal
Ciudad Real	Puertollano, Almodóvar	1.800 MW	5-7%	Subestación limitada
Toledo	Torralba, Consuegra	1.500 MW	4-6%	Red interna débil
Albacete	Elche de la Sierra	1.200 MW	5-8%	Conexión con Levante saturada
Teruel (sur)	Muniesa, Samper	800 MW	4-6%	Red comarcal limitada

Zonas Moderadas (Curtailment 2-5% anual)

• Zaragoza (sur): 3-4%
• Murcia (interior): 2-4%
• Sevilla (norte): 2-3%

Zonas de Bajo Riesgo (Curtailment < 2% anual)

• Andalucía (costa): Red mejor mallada
• Castilla y León: Menor concentración de plantas
• Comunidad Valenciana: Red reforzada

Herramienta: Usa el mapa de curtailment en tiempo real de REE para verificar restricciones activas en tu nudo.

4. Causas Raíz: Por qué no se Soluciona el Problema

Si el curtailment cuesta millones a los generadores, ¿por qué no se refuerza la red? La respuesta es compleja:

Causa 1: Descoordinación en el Desarrollo

Problema: Las plantas se construyen antes que los refuerzos de red

Ejemplo real (Nudo Bienvenida, Badajoz):

• 2018-2020: Se aprueban permisos para 2.000 MW de solar
• 2021: Se construyen las plantas (COD entre 2021-2023)
• 2023: REE empieza estudios de refuerzo de red
• 2025: Aún no se ha reforzado la red
• Resultado: 1.500 MW operativos con curtailment estructural del 7%

Lección: Los permisos de acceso y conexión no garantizan evacuabilidad real.

Causa 2: Coste de Refuerzos Asumido por REE (Pero Lento)

• REE debe reforzar la red de transporte (alta tensión)
• Pero tiene presupuesto limitado y prioridades múltiples
• Tiempo típico de refuerzo: 3-5 años desde aprobación hasta ejecución

Ejemplo: Refuerzo Extremadura-Portugal (nueva línea 400 kV):

• Coste: 200 M€
• Plazo: 2023-2027
• Beneficio: Reducirá curtailment de 7% a 2% en Badajoz
• Pero: Las plantas llevan 3 años perdiendo dinero mientras esperan

Causa 3: Falta de Compensación Legal

En España, NO existe obligación legal de compensar curtailment técnico (a diferencia de Alemania o Reino Unido).

Implicación: REE puede ordenar reducción de producción sin pagar nada → los generadores asumen el coste

Propuesta legislativa en discusión (2026):

• Compensar curtailment > 3% anual
• Pago al 80% del precio de mercado
• Pero aún no aprobada

5. Estrategias de Mitigación (Antes de Construir)

Si estás en fase de desarrollo, puedes evitar el problema con diligencia:

Estrategia 1: Due Diligence de Nudo

Antes de firmar contrato de acceso y conexión, investiga:

Checklist de due diligence:

• ¿Cuántos MW de solar ya están conectados en este nudo?
• ¿Cuál es la capacidad de evacuación del nudo? (solicita a distribuidora)
• ¿Hay refuerzos de red planificados? ¿Cuándo?
• Historial de curtailment en plantas ya operativas en el nudo (pide datos a REE)

Herramienta: Usa el mapa de capacidad de acceso de REE para ver nudos saturados.

Regla empírica:

• Nudo con ratio potencia instalada / capacidad evacuación > 1,2 → riesgo alto de curtailment
• Ejemplo: Nudo con capacidad 500 MW y 650 MW de solar instalado → ratio 1,3 → ⚠️ RIESGO

Estrategia 2: Negociar Punto de Conexión Alternativo

Si el nudo preferido está saturado, busca alternativas:

Caso real:

• Desarrollador tenía permiso para conectar 30 MWp en nudo saturado (6% curtailment esperado)
• Negoció con distribuidora conectar en nudo vecino (8 km más lejos)
• Coste adicional: 500.000 € en línea de conexión
• Beneficio: 0% curtailment → ahorro de 70.000 €/año
• Payback: 7 años

Conclusión: A veces, pagar más por conectar en un nudo mejor vale la pena.

Estrategia 3: Diseñar con Oversizing Consciente

Si sabes que habrá curtailment, puedes sobredimensionar la planta:

Lógica:

• Curtailment ocurre en horas de pico (12:00-16:00)
• Si dimensionas para entregar 20 MW en pico, pero te cortan al 80%, solo entregas 16 MW
• Si dimensionas para entregar 24 MW y te cortan al 80%, entregas 19,2 MW (casi los 20 MW que querías)

Cálculo financiero:

• CAPEX adicional por oversizing 20% (paneles extras): +500.000 €
• Producción adicional capturada (evitando pérdidas de curtailment): +100.000 €/año
• Payback: 5 años

Pero cuidado: El ratio DC/AC tiene límites técnicos (típicamente 1,4). No puedes sobredimensionar infinitamente.

6. Estrategias de Mitigación (Planta Ya Operativa)

Si tu planta ya sufre curtailment, tienes opciones para reducir pérdidas:

Estrategia 1: Hibridación con BESS

Cómo funciona:

• En lugar de cortar producción, almacenas en baterías
• Vendes esa energía en horas de precio alto (sin curtailment)

Ejemplo económico (Planta 25 MWp con 6% curtailment):

Escenario sin BESS:

• Producción curtailed: 2.600 MWh/año
• Pérdidas @ 30 €/MWh (precio típico hora curtailment): 78.000 €/año

Escenario con BESS 3 MW / 6 MWh:

• Energía almacenada durante curtailment: ~1.500 MWh/año (capacidad limitada de batería)
• Energía vendida en horas pico @ 60 €/MWh: 90.000 €
• Ganancia neta vs sin BESS: 90.000 - 45.000 (coste de esa energía a precio pool) = 45.000 €/año
• CAPEX BESS: 1,8 M€
• Payback: 40 años ❌ (no viable solo por curtailment)

Pero:

• Si sumas ingresos por arbitraje (sin curtailment): +60.000 €/año
• Ingresos totales BESS: 45.000 + 60.000 = 105.000 €/año
• Payback ajustado: 17 años ⚠️ (límite de viabilidad)

Conclusión: BESS ayuda a mitigar curtailment, pero no es rentable si el curtailment es la única razón para instalarla. Necesitas justificarlo con arbitraje + servicios de red.

Estrategia 2: Negociar Compensación en Contrato PPA

Si tienes un PPA, renegocia la cláusula de curtailment:

Cláusula estándar (desfavorable):

“El curtailment técnico ordenado por REE es riesgo del Generador. No habrá compensación.”

Cláusula negociada (mejor):

“Si el curtailment técnico supera el 3% de la producción anual, el Comprador compensará al Generador al 80% del precio del PPA por la energía curtailed.”

Ejemplo:

• Curtailment 6% anual = 2.600 MWh
• Compensable: (6% - 3%) × 43.333 MWh = 1.300 MWh
• Compensación @ 80% × 40 €/MWh = 41.600 €/año

Realidad: Los off-takers suelen resistirse a asumir este riesgo. Es más fácil negociar un precio del PPA ligeramente más alto (ej: 42 €/MWh en lugar de 40 €/MWh) a cambio de que tú asumas el riesgo de curtailment.

Estrategia 3: Gestión Activa con Previsiones

Usa previsiones de curtailment (REE publica con 24-48h de antelación) para:

1. Ajustar contratos intradiarios: Si sabes que te cortarán producción mañana, no vendas contratos que no puedas cumplir
2. Planificar mantenimiento: Aprovecha periodos de curtailment programado para hacer inspecciones
3. Optimizar BESS: Carga baterías anticipando curtailment

Herramienta: REE publica “Previsión de restricciones técnicas” en su portal ESIOS.

7. El Rol de REE: ¿Villano o Víctima?

Es fácil culpar a REE por el curtailment, pero la realidad es matizada:

Lo que REE Hace Bien

• Transparencia: Publica datos de restricciones técnicas en tiempo real
• Planificación: Tiene plan de inversión de 7.000 M€ (2023-2030) para refuerzos
• Equidad: El curtailment se reparte proporcionalmente entre plantas en el mismo nudo

Lo que REE Hace Mal (o No Puede Hacer)

• Lentitud en ejecución: Los refuerzos tardan 4-6 años desde planificación hasta operación
• Falta de compensación: No paga a generadores por energía curtailed (porque la ley no lo exige)
• Permisos descoordinados: Aprobó miles de MW de acceso sin asegurar evacuabilidad real

¿Quién es realmente el culpable?

Problema sistémico: El marco regulatorio español permite aprobar permisos de conexión sin garantía de evacuabilidad. Otros países (Alemania, UK) exigen:

• Queue de conexión más riguroso: Solo se aprueba si hay capacidad física
• Compensación obligatoria por curtailment > 2%
• Depósitos de garantía de promotores para desincentivar proyectos especulativos

España está evolucionando hacia este modelo, pero lentamente.

8. Casos Reales: Testimonios de Plantas Afectadas

Analicemos 3 casos reales de plantas con diferentes niveles de curtailment:

Caso A: Planta 50 MWp en Nudo Cedillo (Cáceres) - Curtailment 7%

Situación:

• Conectada en 2022
• Curtailment promedio: 7% anual (3.000 MWh/año)
• Pérdidas: 120.000 €/año @ 40 €/MWh
• Sin compensación (contrato pool directo)

Acción tomada:

• 2024: Instalaron BESS 4 MW / 8 MWh (3 M€ de inversión)
• Objetivo: Reducir curtailment efectivo de 7% a 4% + ingresos por arbitraje

Resultado (2025):

• Curtailment efectivo: 4,5% (recuperaron 2,5% almacenando en batería)
• Ingresos por arbitraje BESS: 80.000 €/año
• Payback BESS: 20 años (marginal, pero viable si baterías duran 15+ años con reposición)

Caso B: Planta 30 MWp en Nudo Bienvenida (Badajoz) - Curtailment 6%

Situación:

• Conectada en 2023
• Curtailment: 6% anual
• Con PPA a 38 €/MWh (sin cláusula de compensación curtailment)

Acción tomada:

• 2025: Renegociaron PPA con off-taker
• Nueva cláusula: Precio aumentado a 40 €/MWh a cambio de que generador asuma riesgo de curtailment

Resultado:

• Ingresos adicionales por precio más alto: +80.000 €/año
• Pérdidas por curtailment: -70.000 €/año
• Balance neto: +10.000 €/año (mejor que antes)

Lección: A veces, asumir formalmente el riesgo de curtailment te permite negociar mejor precio.

Caso C: Planta 20 MWp en Nudo Torralba (Toledo) - Curtailment 4%

Situación:

• Conectada en 2021 (early mover)
• Curtailment 4% actualmente (antes era 2%)
• Se vendió a fondo de infraestructura en 2024

Impacto en valoración:

• Valoración inicial: 18 M€ (sin considerar curtailment)
• Due diligence reveló curtailment estructural proyectado al 5% para 2025-2030
• Valor presente neto de pérdidas: 1,2 M€
• Valoración final: 16,8 M€
• Descuento: -6,7%

Lección: El curtailment reduce el valor de tu planta en transacciones M&A. Fondos sofisticados lo modelan en su due diligence.

9. Outlook 2026-2030: ¿Mejorará la Situación?

Buenas noticias: REE tiene planes ambiciosos de refuerzo de red.

Refuerzos Planificados (2026-2030)

Proyecto	Zona Beneficiada	Capacidad Añadida	Plazo	Inversión
Nueva línea 400 kV Extremadura-Portugal	Badajoz, Cáceres	+1.500 MW	2027	200 M€
Refuerzo subestación Puertollano	Ciudad Real	+500 MW	2026	50 M€
Mallado Albacete-Murcia	Albacete, Murcia	+800 MW	2028	120 M€
Refuerzo Aragón Sur	Teruel	+400 MW	2027	70 M€

Proyección: El curtailment promedio en zonas críticas debería reducirse de 6-7% actual a 2-3% para 2028-2030.

Pero: Las plantas que sufren curtailment hoy seguirán sufriendo al menos 2-3 años más antes de ver mejoras.

Posible Regulación de Compensación

Propuesta en discusión (2026):

• Compensar curtailment técnico > 3% anual
• Pago al 80% del precio de mercado
• Financiado por recargo en peajes de red

Probabilidad de aprobación: Media-Alta (presión del sector es fuerte) Si se aprueba: Entraría en vigor en 2027

Impacto: Las pérdidas de plantas en nudos críticos se reducirían 30-40% si se compensa.

10. Checklist: ¿Estás en Riesgo de Curtailment?

Responde estas preguntas para evaluar tu riesgo:

Para Plantas en Desarrollo

• ¿Tu nudo tiene ratio potencia instalada / capacidad evacuación > 1,2?
• ¿Hay más de 1.000 MW de solar ya conectado en tu nudo?
• ¿Tu punto de conexión está en Extremadura, Ciudad Real, Albacete o Teruel?
• ¿REE no tiene planificado refuerzo de red en tu nudo antes de 2028?

Si respondiste SÍ a 3 o más: ⚠️ Riesgo alto de curtailment (> 5% anual)

Acción recomendada:

1. Solicita datos históricos de curtailment a REE (es público)
2. Modela escenario de curtailment 5% en tu modelo financiero
3. Considera cambiar punto de conexión si es viable

Para Plantas Operativas

• ¿Has tenido curtailment > 3% en el último año?
• ¿Tu PPA no tiene cláusula de compensación por curtailment?
• ¿No tienes sistema de baterías?
• ¿REE no tiene planificado refuerzo en tu zona antes de 2027?

Si respondiste SÍ a 3 o más: ⚠️ Estás perdiendo dinero significativo

Acción recomendada:

1. Calcula pérdidas exactas (producción curtailed × precio de venta)
2. Evalúa BESS si pérdidas > 80.000 €/año
3. Renegocia PPA si es posible (cláusula de compensación o precio más alto)

11. Herramientas de PV Maps para Gestión de Curtailment

En PV Maps ofrecemos herramientas específicas para gestionar curtailment:

1. Mapa de Riesgo de Curtailment: Visualiza nudos críticos antes de desarrollar
2. Monitorización de Curtailment: Tracking automático de órdenes de REE y cuantificación de pérdidas
3. Simulador de BESS: Evalúa si instalar batería es rentable en tu caso específico
4. Benchmarking: Compara tu curtailment vs otras plantas en tu región

¿Quieres evaluar el riesgo de curtailment en tu proyecto? 👉 Accede al mapa de riesgo de curtailment

Conclusión: Curtailment es el Riesgo Oculto del Boom Solar

El curtailment es probablemente el riesgo más subestimado en el desarrollo de proyectos fotovoltaicos en España en 2026. Muchos modelos financieros lo ignoran o lo modelan al 1-2% (optimista), cuando la realidad en nudos críticos es 5-8%.

Claves para gestionar este riesgo:

• Diligencia exhaustiva en fase de desarrollo: Un nudo saturado puede destruir tu ROI
• Negociación inteligente de PPAs: Asegura compensación por curtailment o precio más alto
• BESS como mitigación parcial: Ayuda, pero no es la solución mágica (payback largo)
• Monitorización proactiva: Usa previsiones de REE para ajustar contratos de venta
• Presión regulatoria: Únete a asociaciones del sector (UNEF) que presionan por compensación

La buena noticia es que la situación mejorará a partir de 2027-2028 con los refuerzos de red planificados. Pero si tu planta entra en operación en 2026, prepárate para 2-4 años de curtailment estructural.

No dejes que este riesgo te sorprenda. Modélalo, mídelo, y mitígalo. Las plantas que ignoran el curtailment terminan valiendo 10-15% menos cuando llega el momento de venderlas.