Durante años, gran parte de las decisiones sobre renovables se han basado en tres preguntas: dónde hay recurso, dónde existe capacidad de conexión y qué precio puede obtener la energía.
Pero la penetración renovable está añadiendo una cuarta:
¿Cuánta de esa electricidad podremos realmente vender dentro de cinco años?
El nuevo módulo de eRoots Map intenta responder precisamente a esa pregunta. La plataforma permite proyectar el curtailment —la energía renovable que no puede integrarse en el sistema— a nivel de nudo y planta con un horizonte de cinco años, incorporando escenarios de crecimiento renovable, demanda, almacenamiento, precios de combustible y posibles retrasos en los refuerzos de red.
Y eso cambia bastante la conversación.
El curtailment ya no es marginal
Según los datos recogidos por El Periódico de la Energía, el primer semestre de 2026 registró ya aproximadamente un 50 % más curtailment que todo 2024.
En treinta meses, el sector renovable habría dejado de ingresar unos 391 millones de euros como consecuencia de estos recortes.
Pero quizá el dato más relevante no sea el volumen.
Es la localización.
eRoots señala diferencias superiores al 37 % de recorte en determinadas subestaciones de Badajoz frente a valores próximos a cero en otras zonas, e incluso diferencias cercanas al 50 % entre nudos situados dentro de una misma provincia.
Esto significa que hablar del “curtailment de España” empieza a ser insuficiente.
El curtailment es nodal.
Y también lo será cada vez más el valor del almacenamiento.
Un MW de batería no vale lo mismo en cualquier lugar
Ésta es probablemente la consecuencia más importante para el mercado BESS.
Dos baterías técnicamente idénticas, con la misma potencia y la misma capacidad energética, pueden tener economics completamente diferentes dependiendo del punto de la red donde se conecten.
Hasta ahora, buena parte del business case del almacenamiento se construía alrededor de:
arbitraje energético;
servicios de balance;
mercados de capacidad;
hibridación con renovables;
y optimización del consumo.
A esa ecuación habrá que añadir cada vez con mayor peso una nueva variable:
el riesgo futuro de congestión del nudo.
Una zona que vaya a acumular excedentes renovables y restricciones de evacuación puede aumentar el valor de disponer de almacenamiento capaz de absorber energía en determinadas horas y devolverla al sistema posteriormente.
No significa que una batería elimine automáticamente el curtailment —la congestión puede encontrarse aguas arriba o responder a otras limitaciones del sistema—, pero sí significa que la topología de red empieza a formar parte directamente del modelo financiero del BESS.
eRoots ya presenta precisamente el almacenamiento y la hibridación como aplicaciones de este tipo de análisis nodal.
De mirar el retrovisor a intentar mirar cinco años hacia delante
Aquí está la verdadera novedad.
Red Eléctrica publica información sobre Energía Renovable No Integrable por restricciones de red, permitiendo conocer dónde se han producido restricciones. Por ejemplo, los datos oficiales muestran cómo en marzo de 2026 la ERNI se concentraba en determinados nudos de la red peninsular y diferenciaba restricciones de transporte y distribución.
Eso permite analizar el pasado.
eRoots intenta dar el siguiente paso:
modelizar la red futura y calcular dónde aparecerán las restricciones.
Su modelo incluye 8.175 nudos, 8.857 líneas, 7.479 subestaciones y 8.995 generadores y permite modificar incluso el calendario de entrada de nuevos refuerzos de red.
La plataforma afirma haber realizado un backtesting hora a hora entre junio de 2025 y junio de 2026 contra datos oficiales de Red Eléctrica y datos de dos grandes operadores, obteniendo una precisión del 80 % en las estaciones estudiadas.
Conviene introducir una cautela importante.
Ese 80 % es una cifra comunicada por eRoots, y la información publicada no permite evaluar completamente la métrica utilizada ni extrapolar esa precisión a cualquier nudo de España.
No significa que podamos saber hoy con un 80 % de certeza cuánto curtailment tendrá una planta determinada en 2031.
Pero demuestra algo quizá más importante:
el sector empieza a intentar convertir el riesgo de red en una variable cuantificable antes de tomar la decisión de inversión.
Y aquí aparecen los centros de datos
La lógica no sirve únicamente para generación y almacenamiento.
También puede cambiar dónde tiene sentido instalar grandes consumidores eléctricos.
eRoots ya plantea para data centers y grandes consumidores utilizar información sobre hosting capacity, futuros desarrollos de red, precios nodales y zonas con excedentes renovables para seleccionar emplazamientos.
Imaginemos un nodo donde durante determinadas horas aparecen sistemáticamente excedentes renovables.
Un data center convencional seguirá intentando mantener prácticamente constante su demanda.
Pero un data center equipado con:
BESS,
almacenamiento térmico,
cargas de computación desplazables,
generación local,
y gestión inteligente de capacidad,
puede hacer algo diferente.
Puede convertir una parte de su consumo en flexibilidad para el sistema eléctrico.
Cuando exista abundancia renovable:
aumentar compute flexible → cargar BESS → precargar capacidad térmica.
Cuando la red esté tensionada:
reducir cargas desplazables → descargar almacenamiento → preservar únicamente las cargas críticas.
Aquí aparece una nueva idea.
El emplazamiento óptimo de un centro de datos podría dejar de definirse únicamente por dónde existe hoy capacidad eléctrica.
También podría depender de:
dónde tendrá más valor mañana su capacidad de adaptar la demanda.
Del precio de la electricidad al valor de la flexibilidad
Ésta puede ser una de las transformaciones más importantes de la próxima fase de la transición energética española.
Primero buscamos dónde había mejor recurso renovable.
Después buscamos dónde quedaba capacidad de conexión.
Ahora empezaremos a buscar dónde habrá congestión.
Y finalmente podremos preguntar:
¿Dónde tendrá mayor valor económico resolver esa congestión mediante almacenamiento y demanda flexible?
Para BESS, la consecuencia es clara:
El mejor proyecto no será necesariamente el que encuentre el precio de electricidad más bajo, sino el que esté conectado donde su flexibilidad tenga mayor valor.
Y para los grandes consumidores aparece una oportunidad equivalente.
El curtailment deja de ser únicamente energía desperdiciada.
Puede convertirse en una señal de localización para la siguiente generación de BESS, industria electrificada y centros de datos flexibles.
La red está empezando a decirnos no sólo dónde podemos conectarnos.
También dónde va a necesitar flexibilidad.
Fuente principal: El Periódico de la Energía, 28 de septiembre de 2026, a partir de información de eRoots Analytics y datos de Red Eléctrica.
