España registró en 2025 un máximo histórico de energía renovable vertida (curtailment) no compensada que duplicó con creces los volúmenes del ejercicio anterior. Solo en julio de 2025, coincidiendo con el pico estacional de producción solar, se concentró aproximadamente un tercio del total anual de vertidos. Durante el verano se registraron episodios con tasas de vertido de hasta el 11%. En términos acumulados, se estima que aproximadamente 892 GWh de energía renovable no pudieron integrarse en el sistema exclusivamente por restricciones de red a lo largo del año.
En paralelo, la gestión operativa del sistema se ha visto tensionada por la necesidad de reforzar los criterios de seguridad tras el apagón de abril de 2025: Red Eléctrica implementó modos de operación reforzados, lo que incrementó significativamente el recurso a restricciones técnicas y servicios de ajuste. Como consecuencia, el coste asociado a restricciones técnicas aumentó un 49% interanual, hasta situarse en 3.770 millones de euros.
Pero España no ha sido el único país europeo en ver cómo aumentaban los vertidos: El operador de la red eléctrica francesa RTE afirma que en 2025 se redujeron casi 3 TWh de energía renovable, en el país debido al aumento de la producción solar y a la mayor frecuencia de los periodos de precios negativos en el mercado. Alemania, Francia y Países Bajos desperdiciaron entre los tres 3,9 TWh de generación renovable en 2025, según un análisis de la consultora energética Montel Analytics, que identifica niveles récord de vertidos en los tres mercados. El fuerte despliegue fotovoltaico ha intensificado los picos de generación al mediodía, contribuyendo a fenómenos de canibalización de precios y a un aumento de las horas con precios negativos en el mercado diario. Estos tres países concentraron más del 80% de la energía renovable vertida en el conjunto de mercados estudiados. Además, todos registraron máximos históricos de horas con precios negativos en 2025: 539 horas en Alemania, 509 en Francia y 584 en Países Bajos.
Más vertidos para este año y el próximo
En este contexto, Aurora Energy Research ha publicado un análisis prospectivo sobre la evolución de los vertidos en el sistema eléctrico español a diez años vista, basado en un modelo nodal de flujo de carga que permite capturar restricciones locales de red y patrones de despacho por zona eléctrica.
El estudio de Aurora anticipa que los vertidos no remunerados se mantendrán en niveles elevados durante 2026 y 2027: para 2026, Aurora estima vertidos no compensados en el entorno de 3,05 TWh, con un repunte hasta 3,38 TWh en 2027.
Desde el punto de vista tecnológico, la fotovoltaica concentra una parte significativa del fenómeno. Aurora proyecta que en 2026 los vertidos solares alcancen en torno al 2,5% de la producción total de esta tecnología a nivel nacional, con una elevada dispersión geográfica.
El análisis nodal muestra diferencias sustanciales incluso dentro de una misma provincia. En Badajoz, por ejemplo, el modelo prevé que el nodo más afectado alcance tasas de vertido del 22,5%, mientras que otro nodo en la misma provincia registre un 3,55%.
A escala territorial, Badajoz concentraría alrededor del 20% del total de vertidos previstos en el conjunto del país en el corto plazo, seguida por Zaragoza y Cáceres. No obstante, el informe subraya que la localización de los vertidos es dinámica y evoluciona a medida que se ejecutan inversiones en la red, se modifican las condiciones de despacho o se incorporan nuevas plantas.
En términos de sistema, la persistencia de vertidos en el rango de 3 TWh anuales en 2026-2027 supone una señal de tensión estructural que afecta tanto a la eficiencia económica como a la estructuración financiera de nuevos proyectos merchant o con PPAs.
El alivio, según Aurora, comenzaría a observarse a partir de 2028, condicionado a la entrada en servicio de nuevas infraestructuras de red, el despliegue de almacenamiento y de la evolución de la demanda eléctrica, incluida la electrificación industrial y el desarrollo de nuevos consumos como el hidrógeno renovable.
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