El Curtailment Tiene Muchos Nombres — La Pérdida de Ingresos Es la Misma

Un informe de 2025 de Beyond Fossil Fuels, elaborado junto a E3G, Ember e IEEFA, reveló que en 2024 se perdieron 7.200 millones de euros en generación renovable en apenas siete países europeos debido a las limitaciones de la red eléctrica, mientras que 1.700 GW de proyectos de energía limpia permanecen varados en colas de conexión, más del triple de lo necesario para cumplir los objetivos climáticos de la UE para 2030.

No es un problema tecnológico. El viento sopla, el sol brilla y los proyectos están completamente en operación. El problema es que la infraestructura de red y la flexibilidad del sistema no han podido seguir el ritmo de despliegue de las renovables. El resultado es un fenómeno que aparece bajo distintos nombres en cada mercado, pero que siempre significa lo mismo: energía limpia producida y nunca utilizada, e ingresos generados que nunca se cobraron.

El informe Renewables 2025 de la AIE confirma que los niveles de curtailment están aumentando en una amplia gama de mercados, incluyendo Alemania, el Reino Unido, Irlanda, Brasil y Chile, a medida que las crecientes participaciones de energía eólica y solar variable empujan los desafíos de integración al primer plano. Para los generadores, entender la mecánica y la terminología del curtailment en cada mercado ya no es opcional. Es una competencia central del negocio.

El mismo problema, muchos nombres

Si trabajas en generación renovable en Brasil, conoces el término curtailment. Habla con un colega chileno y lo llamará vertimiento. En España, el operador del sistema emite restricciones técnicas. En Alemania, es el Einspeisemanagement, o simplemente "EinsMan." En el Reino Unido, el término técnico es constrained-off.

El concepto es idéntico en todos los casos: la planta está produciendo, pero el operador de la red ordena detenerla. La energía nunca llega al consumidor. Los ingresos del generador desaparecen.

🇬🇧 Reino Unido — Constrained-offEl término técnico establecido por National Grid ESO. Los parques eólicos en Escocia son rutinariamente desconectados mientras los centros de demanda en Inglaterra quedan desabastecidos, un cuello de botella de transmisión crónico que persiste desde hace años.

🇩🇪 Alemania — Einspeisemanagement (EinsMan)Una orden de los operadores de red para reducir la inyección de renovables en la red. En 2024, el curtailment solar aumentó un 97% hasta los 1.389 GWh, con Baviera representando 986 GWh, el 71% de todo el curtailment fotovoltaico del país. Los costes de compensación alcanzaron los 554 millones de euros en el año.

🇪🇸 España — Restricciones técnicasGestionadas por Red Eléctrica en dos fases: pre-despacho (PDBF) y tiempo real. Las restricciones de Fase I no conllevan compensación económica para los generadores.

🇫🇷 Francia — ÉcrêtageRTE, el operador del sistema francés, utiliza el término écrêtage de production para el recorte de generación. En la práctica, el anglicismo "curtailment" es ampliamente utilizado en los mercados europeos por analistas y desarrolladores.

🇬🇷 Grecia — ΠερικοπέςUn problema en rápida escalada. Solo en marzo de 2025, Grecia registró 200 GWh de energía renovable curtailed, equivalente a una cuarta parte del total acumulado durante todo 2024. El sector reclama el despliegue urgente de almacenamiento y marcos regulatorios de compensación.

🇧🇷 Brasil — CurtailmentEl término se utiliza directamente en portugués. El ONS clasifica el curtailment en tres tipos: REL (eléctrico), CNF (confiabilidad) y ENE (excedente de energía). Solo el REL tiene compensación prevista. En 2025, más del 20,6% de toda la generación solar y eólica fue curtailed, una pérdida equivalente a diez meses de producción de la central hidroeléctrica de Belo Monte.

🇨🇱 Chile — VertimientoTambién denominado reducción o desacople. En 2024, el curtailment alcanzó los 5.908 GWh, un incremento del 149% respecto a 2023. Solo en el primer trimestre de 2024, casi uno de cada cinco MWh producidos por solar y eólica fue descartado.

Por qué está ocurriendo ahora, en todas partes

La explicación de fondo es consistente en todos los mercados: la generación renovable ha crecido mucho más rápido que la infraestructura de transmisión y los mecanismos de flexibilidad del sistema necesarios para absorberla. El resultado es una paradoja perturbadora: plantas limpias son forzadas a detenerse mientras el mundo sigue batiendo récords de emisiones.

La AIE estima que para 2030, las renovables variables generarán casi el 30% del suministro eléctrico global, el doble del nivel actual. Alcanzar ese objetivo requerirá un aumento rápido de la flexibilidad del sistema eléctrico y de la inversión en redes en un número creciente de países.

Mientras tanto, la mayoría de los operadores de transporte europeos aún no modelan un sistema 100% renovable para 2035, y solo 13 de los 32 TSOs analizados por la coalición Beyond Fossil Fuels tienen objetivos climáticos específicos incorporados en sus hojas de ruta de infraestructura. La brecha entre el ritmo de despliegue renovable y el ritmo de planificación de la red es donde vive el curtailment.

"Lo que tenemos es demasiada generación de la misma tecnología en los mismos nodos, y como las redes de transporte y distribución no se han ampliado, esto genera grandes cantidades de curtailment renovable."Alejandro Diego Rosell, consultor energético, Strategic Energy Europe

España: del 0,8% al 11% en doce meses

La trayectoria en España es una de las más dramáticas de Europa. Los datos de Red Eléctrica confirman que entre julio de 2024 y abril de 2025, el porcentaje de energía renovable no integrada por restricciones técnicas se mantuvo estable en torno al 1–3%. A partir de mayo de 2025, se produjo una escalada abrupta: en julio, el curtailment alcanzó casi el 11%, antes de caer levemente al 7% en agosto.

Más de 1.100 GWh no pudieron integrarse en el sistema solo en julio de 2025, frente al 0,8% curtailed en julio de 2024. Las provincias más afectadas fueron Toledo, Ciudad Real y Granada, donde más del 30% de la producción renovable local fue recortada.

Dos factores superpuestos impulsaron el pico: un aumento estacional natural de la generación solar, combinado con un cambio estructural en la operación de Red Eléctrica tras el histórico apagón de abril de 2025. Según Kiko Maza de WeMake Consultor, "las restricciones son ahora más estrictas, por lo que podemos deducir que Red Eléctrica ha cambiado sus criterios para integrar renovables." Los costes de seguridad del sistema se dispararon como resultado, con el plan operativo reforzado de Red Eléctrica elevando los costes totales de restricciones a 3.770 millones de euros en 2025, un 49% más que los 2.520 millones de 2024.

Alemania: un aumento del 97% en el curtailment solar

Alemania casi duplicó el volumen de electricidad solar fotovoltaica curtailed en 2024. Según la Bundesnetzagentur, se curtailed 1.389 GWh de generación solar, un incremento del 97% respecto a 2023. Baviera soportó la mayor parte, con 986 GWh de generación solar recortados, reflejando la alta penetración de solar distribuido en el estado y los límites de la flexibilidad de red actual para absorber los picos del mediodía. El redespacho de renovables promedió 200 €/MWh en 2024, con costes de compensación totales para renovables curtailed que alcanzaron 554 millones de euros en el año.

Grecia: el curtailment de un trimestre entero en un solo mes

En marzo de 2025, Grecia registró 200 GWh de curtailment de energía renovable, una cifra que representa una cuarta parte del curtailment acumulado durante todo 2024. Los datos, presentados por el Vicepresidente del Operador Independiente de Transmisión de Energía de Grecia (IPTO), encendieron las alarmas en un sector que ve en riesgo la viabilidad de nueva capacidad limpia si los cuellos de botella actuales no se resuelven. Estudios realizados en Grecia muestran que por cada 1 GW de almacenamiento de baterías (BESS) desplegado, el curtailment puede reducirse entre 0,62 y 1,18 TWh. El marco regulatorio del gobierno griego para el nuevo almacenamiento ha fijado un techo de 4.700 MW, pero los expertos advierten que podría no ser suficiente para absorber toda la generación renovable excedente.

América Latina: la misma crisis estructural a otra escala

La crisis europea de curtailment tiene su espejo en América Latina, y las cifras son aún más contundentes. En Chile, la directora ejecutiva de ACERA resumió 2024 con una observación reveladora: la cantidad de energía vertida ese año fue mayor que toda la nueva energía solar inyectada al sistema en el mismo período.

En Brasil, la escalada del 0,5% de curtailment en 2022 al 20,6% en 2025, con pérdidas estimadas de 6.500 millones de reales, representa uno de los deterioros más rápidos en el rendimiento de integración de red de cualquier mercado renovable importante a nivel global.

Lo que está en juego para los generadores

El curtailment no es simplemente una pérdida técnica. Erosiona directamente los flujos de caja de los proyectos, complica el cumplimiento de los PPAs, deteriora los ratios de cobertura del servicio de deuda y amenaza la bancabilidad de proyectos futuros.

Las pérdidas por curtailment en Europa en el primer semestre de 2025 equivalieron a 152 millones de libras en ingresos no percibidos, encareciendo los PPAs entre un 5 y un 10% en España y disuadiendo una inversión estimada en 20.000 millones de euros. A nivel global, los ingresos perdidos por energía curtailed solo en 2024 superaron los 20.000 millones de dólares, con IRENA estimando que los beneficios acumulados no percibidos alcanzarán los 100.000 millones de dólares para 2030 si no se actúa.

Para prestamistas e inversores de capital, el riesgo de curtailment se ha convertido en una línea explícita en la modelización financiera. Como advierte Kiko Maza de WeMake Consultor: "obliga a incrementar la energía vertida en los casos de negocio, lo que dificulta que los números cierren y que el proyecto consiga financiación." Cuanto mayor es la incertidumbre sobre si la generación será aprovechada, mayor es el riesgo percibido por bancos e inversores.

Las soluciones que busca el mercado

No existe una solución única. Reducir el curtailment requiere una combinación de inversión en infraestructura, reforma regulatoria y una gestión operativa más inteligente.

La expansión y modernización de la red sigue siendo la palanca más impactante a largo plazo. El informe de Beyond Fossil Fuels recomienda que los gobiernos europeos prioricen la conexión de proyectos renovables ya en operación, aumenten la capacidad de almacenamiento e implementen flexibilidad por el lado de la demanda a gran escala. Pero las nuevas líneas de transmisión tardan años en tramitarse y construirse, y enfrentan una resistencia social y ambiental creciente en muchos mercados.

El almacenamiento de energía en baterías (BESS) es la herramienta de despliegue más rápido para desplazar la generación fuera de las horas de excedente pico. A nivel global, el despliegue de almacenamiento en baterías aumentó un 53% en 2024, con 205 GWh instalados y costes cayendo un 40% hasta los 165 $/kWh, lo que hace que los proyectos combinados con almacenamiento sean cada vez más viables como estrategia de mitigación del curtailment.

Las Grid Enhancing Technologies (GET), incluyendo la clasificación dinámica de líneas, los controladores de flujo de potencia y la optimización de topología, pueden aumentar la capacidad de las líneas existentes sin necesidad de nueva construcción, a una fracción del plazo y el coste.

La previsión inteligente y la gestión operativa permite a los generadores anticipar ventanas de curtailment con horas o días de antelación, ajustar las estrategias de despacho, optimizar la participación en el mercado y proteger los ingresos antes de que se materialicen las pérdidas. Aquí es donde la tecnología ofrece el retorno más rápido en el entorno actual.

"No es suficiente mirar las medias del sistema. Hay que analizar nodo a nodo para entender las implicaciones reales de cada proyecto."Chema Zabala, Director General de Alantra Energía, Strategic Energy Europe

El monitoreo como ventaja competitiva

En un mercado definido por un curtailment estructural y creciente, los generadores que dependen únicamente de datos históricos de Red Eléctrica, Bundesnetzagentur o IPTO para entender su exposición siempre están reaccionando y nunca anticipando. La diferencia entre absorber el curtailment de forma pasiva y mitigarlo activamente reside en la calidad y la velocidad de la información disponible.

Delfos Energy fue construida exactamente para cubrir esta brecha. Nuestra plataforma integra datos operativos en tiempo real, modelización de despacho y análisis de restricciones por subsistema, dando a los generadores visibilidad sobre el riesgo de curtailment antes de que se materialice, no después.

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Información compilada a partir de datos públicos publicados por Red Eléctrica de España, Bundesnetzagentur, IPTO, AIE, ONS, CEN y publicaciones especializadas, incluyendo Strategic Energy Europe, pv-magazine, Ember, Beyond Fossil Fuels y Energy Central.