Curtailment en España: de residuo a ingreso con BESS (guía práctica 2025)

Curtailment en España: de residuo a ingreso con BESS

Por qué ahora: España acumula cada vez más horas a precio cero o negativo y episodios crecientes de vertidos técnicos por congestión y exceso de renovable en horas valle. Al mismo tiempo, aumenta el interés por soluciones con baterías: las búsquedas sobre “precios negativos fotovoltaica” o “baterías y vertidos” confirman que el almacenamiento ya no es un extra, sino una respuesta económica al nuevo contexto solar.

España vive cada vez más horas a precio cero o negativo y episodios crecientes de vertidos técnicos por congestión y exceso de renovable en horas valle. En la primavera–verano de 2025 los analistas ya hablaban de curtailment como “la nueva normalidad” y de captura solar en mínimos; al mismo tiempo, el cómputo de horas negativas en el mercado ibérico superó ampliamente el total de 2024. Para los proyectos FV, el acoplamiento con almacenamiento convierte ese “residuo” en margen mediante carga en precios bajos/negativos y reventa en picos vespertinos, además de acceso a servicios de balance.

Por qué aumentan los vertidos y precios negativos

Mucha oferta renovable, demanda plana y red tensionada: los máximos de fotovoltaica al mediodía empujan precios a cero/negativo cuando coinciden con baja demanda y limitaciones de evacuación locales; en mayo de 2025 se registraron picos de costes de curtailment inéditos en España según S&P Global. Este entorno de precios presiona PPAs y financiación, y acelera el interés por hibridar con baterías.

Congestión/red, baja demanda y dinámica de ofertas

Los vertidos se disparan en nodos saturados o con obras de red; si además la curva de demanda cae (fines de semana templados, Semana Santa, etc.), los casados expulsan generación inframarginal y aparecen precios negativos. La estadística de 2025 confirma más horas sub-cero en Iberia, síntoma de un mix donde la renovable crece más rápido que la demanda y la infraestructura.

Señales locacionales y PPA más exigentes

Con volatilidad y vertidos, los off-takers endurecen las condiciones: el riesgo de curtailment (técnico y económico) se discute en anexos, los precios de captura se recalibran y el valor del BESS para “firmar” entregas gana peso. En Q2-2025, varios informes destacaron PPAs solares europeos a la baja y creciente foco en cláusulas de reparto de riesgos frente a eventos de red y precios negativos.

4 vías de monetización con PV+BESS

1) Capturar precios negativos y revender en picos. La batería absorbe MWh que serían vertidos o “pagados por tomar” en mediodía, y los desplaza a la franja punta. La transición a liquidación quarter-hour permite afinar aún más esa captura intrahoraria. Bloomberg

2) Servicios de ajuste/frecuencia. Con pre-habilitación, un BESS puede ofrecer mFRR/aFRR y otras energías de balance (nacionales y europeas), apilando ingresos con arbitraje siempre que SoC y potencia lo permitan. España está integrada en MARI (mFRR) desde diciembre de 2024 y participa en RR/otros esquemas europeos, abriendo un campo adicional para la hibridación. Red Eléctrica+2Red Eléctrica+2

3) PPAs híbridos: cláusulas de curtailment y reparto de riesgos. Los acuerdos híbridos pueden definir quién asume vertidos técnicos vs. económicos, umbrales de ciclos, mínimos de disponibilidad y fórmulas de shaping; bien estructurados, mejoran el capture price y la bancabilidad del conjunto FV+BESS. El mercado europeo de PPAs en 2025 refleja precisamente esa búsqueda de resiliencia contractual. leveltenenergy.com+1

4) Métricas que miran financiadores y off-takers. Importan el curtailment factor (% de MWh evitados), capture price uplift frente a as-generated, ciclos/año y DoD medio, round-trip efficiency real, penalizaciones por desvíos, y DSCR bajo escenarios de precios negativos y congestión. Estas métricas anclan el caso de negocio y condicionan tenor y pricing del PPA.

Caso tipo: 50 MWp + 25 MW/50 MWh

Imaginemos un FV de 50 MWp hibridado con un BESS 25 MW / 50 MWh (2h), η_rt = 88% y coste variable (O&M + degradación) de 8 €/MWh descargado. En un día de primavera con 2 horas a −10 €/MWh al mediodía y pico vespertino a 90 €/MWh, el BESS carga 50 MWh (ingresando 10 €/MWh por precios negativos: +500 €), descarga 44 MWh efectivos (pérdidas incluidas) a 90 €/MWh (3.960 €) y soporta 352 € de costes variables; el margen diario por ese desplazamiento es 3.960 − 352 + 500 = 4.108 €.
Si el mediodía está a 0 €/MWh, el margen sería 3.960 − 352 = 3.608 €; y con un precio +20 €/MWh, el coste de compra serían 1.000 €, quedando 3.960 − 352 − 1.000 = 2.608 € por evento. Estos números son ilustrativos, pero explican por qué el BESS transforma vertidos en ingresos cuando el spread mediodía→tarde y la gestión del SoC acompañan. (La frecuencia de días con cero/negativo está aumentando en 2025, lo que multiplica eventos monetizables.) Bloomberg

ROI bajo distintos perfiles de precio y vertido

El ROI depende del número de “días tipo” al año, de la profundidad del precio negativo, de la curva vespertina y de la posibilidad de apilar con mFRR/aFRR. Un pipeline con 120–160 jornadas con ventana útil (cero/negativo o muy bajo) podría aportar del orden de centenas de miles de euros anuales solo por arbitraje intradía, antes de balance y sin contar restricciones de red específicas. La bancabilidad mejora si se amarra via PPA híbrido el reparto de curtailment y si el EMS limita el over-cycling. S&P Global+1

Requisitos de conexión y permisos

Para hibridar sin perder el punto de acceso conviene revisar el RD 1183/2020 y las FAQs de MITECO: se aplican las reglas de acceso y conexión a instalaciones de almacenamiento, y existen condiciones mínimas (p. ej., el 40% de la tecnología original en ciertos supuestos de hibridación) que deben mantenerse para preservar derechos. La planificación de red y la capacidad de conexión efectiva a 15 minutos condicionan la viabilidad real de los ingresos.

Implementación con IONLY: dimensionado, EMS y garantía de ciclos

En IONLY Battery arrancamos por el dimensionado: potencia vs. energía para casar la ventana de vertido de tu planta con la rampa vespertina objetivo. El EMS opera a 15 minutos, integra precios del diario/intradiario y señales de balance, y optimiza con coste de degradación en €/MWh explícito para proteger la vida útil. Cerramos con reglas de operación (price floors, límites de ciclos, SoC objetivo por franja, alarmas de desvíos) y un cuadro de KPIs que mide MWh de vertido evitado, spread capturado, ciclos equivalentes y uplift frente a as-generated. Si tu proyecto requiere financiación, podemos simular escenarios de precio y curtailment con supuestos alineados a mercado y a los requisitos de habilitación de REE para stacking con mFRR/aFRR.

Fuente: S&P Global, mayo 2025 – Solar curtailments to become new normal in Spain




Diseñamos y producimos sistemas de almacenamiento energético que aseguran la total eficiencia y disponibilidad de energía

Suscríbete

Diseñamos y producimos sistemas de almacenamiento energético que aseguran la total eficiencia y disponibilidad de energía

Todos los derechos reservados © Ionly Battery