El curtailment se ha convertido en la variable que más condiciona hoy el valor de un proyecto renovable en España. El recorte ya es sistémico: el primer semestre de 2026 supera en un 50 % el de todo 2024 y el sector ha dejado de ingresar 391 millones de euros en treinta meses, según datos de eRoots. Hasta ahora, las desarrolladoras lo han estimado con modelos estadísticos o con redes simplificadas, que miran al pasado y no al sistema que viene. eRoots, la startup que este periódico eligió como Mejor Startup del Año 2026, ha construido una alternativa basada en el modelo eléctrico completo del sistema ibérico. Hablamos con su CEO y cofundador, Josep Fanals, sobre cómo funciona y qué cambia para quien tiene que decidir dónde y cuándo invertir.
¿Qué dimensión ha alcanzado el problema?
Ha cambiado de naturaleza. Hasta 2024 era un pico corto de verano y un porcentaje de un dígito bajo. hoy es sistémico. El techo de julio apenas se movió de un año a otro, pero el de junio se multiplicó por seis en un año y por nueve en dos. Según nuestros cálculos, el sector renovable ha dejado de ingresar 391 millones de euros en treinta meses.
¿Afecta por igual a todas las plantas?
No, y ahí está la clave. Badajoz desbancó a Zaragoza como provincia con más curtailment renovable en 2024 y sigue en cabeza dos años después: en el mismo periodo de nueve meses, eRoots Map muestra más del 37 % de recorte en subestaciones de Badajoz frente al 0 % de Palencia. Pero incluso dentro de una misma provincia, elegir un nudo u otro puede suponer un 50 % de diferencia en la energía que llega al mercado. Elegir el nudo es una decisión estratégica que necesita un modelo eléctrico detrás, y las plantas existentes necesitan visibilidad sobre sus ingresos futuros.
El curtailment está en todas las conversaciones del sector. ¿Por qué es tan difícil de anticipar?
Porque depende de la red, y la red cambia cada día. El vertido de una planta concreta resulta de cómo se casa el mercado, de los intercambios bilaterales, de la topología de la red, de los demás activos conectados a un mismo nudo, la adhesión de los activos al control de tensión y al SRAP, entre otros. Si cambia cualquiera de esas piezas, cambia el resultado, así que extrapolar el histórico deja fuera justo lo que más pesa.
La mayoría de las herramientas actuales trabajan de dos maneras. Unas aprenden patrones estadísticos del pasado. Otras usan modelos agregados con unos pocos nudos que simplifican la red. Ambas sirven para leer tendencias, pero ninguna puede decir qué pasará en una planta cuando entre una línea nueva o cuando se retrase un refuerzo.
El mapa eléctrico de eRoots ya calcula el curtailment futuro. Validado contra doce meses de datos reales
¿Utilizáis el mismo software que Red Eléctrica?
Así es. Nuestro equipo desarrolla VeraGrid, la plataforma abierta de simulación de redes que Red Eléctrica utiliza en sus estudios de planificación. Eso nos permite reproducir los escenarios con los mismos criterios técnicos, y para un promotor significa que la previsión habla el mismo idioma que el operador del sistema.
Cuando habláis de curtailment futuro, ¿sobre qué red calculáis?
Sobre la red que habrá, año a año, hasta 2030. Para construirla incorporamos tres capas que cambian el resultado de un activo de forma muy directa. La primera es el plan de actuaciones de Red Eléctrica: cada línea, refuerzo y subestación prevista, con la posibilidad de modelar sus retrasos. La segunda es la cola de proyectos de cada nudo, es decir, qué instalaciones esperan conectarse y cuál es su fecha probable de entrada en funcionamiento. Y la tercera son los escenarios del usuario: demanda, precios y despliegue renovable, elegidos por quien hace el análisis.
El mapa eléctrico de eRoots, el gran gemelo digital de la red ibérica, ya está disponible para todo el sector
Ha mencionado a sus socios estratégicos. ¿Qué papel ha tenido TotalEnergies?
En el marco de nuestra participación en el programa de aceleración TotalEnergies ON, tuvimos la oportunidad de trabajar con datos y casos de uso vinculados a activos de TotalEnergies, lo que nos permitió probar nuestra solución en un entorno industrial exigente y confrontarla con condiciones operativas reales. Los resultados obtenidos durante esta fase nos han permitido seguir avanzando en el desarrollo y madurez de la solución.
Además del mapa, hacéis estudios de curtailment para grandes clientes.
Sí, y ahora mismo tenemos varios en marcha. Los hacemos con la misma plataforma que usa cualquier suscriptor de eRoots Map, lo que crea un ciclo de mejora continua. Cada estudio trae una casuística nueva, un tipo de operación o una restricción local, y cuando la incorporamos al modelo queda disponible para todos los usuarios.
Por eso la fiabilidad del sistema aumenta semana a semana. El cliente que encarga un estudio a medida mejora, sin saberlo, la previsión del productor que consulta el mapa al día siguiente.
¿Qué más ofrece hoy eRoots Map, además de la previsión de curtailment?
El mapa base, que lanzamos en julio tras año y medio de desarrollo y siete meses de beta con desarrolladoras, productores, consultoras y constructoras de centros de datos, responde a tres preguntas que definen cualquier proyecto eléctrico en la península: dónde queda capacidad de conexión, dónde golpea el curtailment y qué se está tramitando en los boletines oficiales. El módulo de capacidad ordena las subestaciones por margen real de conexión, tanto para generación como para demanda, incluidos hidrógeno y almacenamiento, y muestra la cola de solicitudes de cada una. El de curtailment, con datos observados de los programas I90, permite ver la exposición histórica de cada unidad. Y la plataforma lee cada día el BOE y los boletines autonómicos y los convierte en un registro vivo de permitting, consultable por proyecto, promotor, expediente o municipio. Todo ello sobre un gemelo digital con 8.175 nudos, 8.857 líneas y 8.995 generadores.
¿Para quién está pensado el módulo de previsión?
Para cualquier persona que tenga que poner un número al riesgo de vertido de un activo. A las desarrolladoras les sirve para decidir dónde conectar y cómo dimensionar, incluido el almacenamiento. A los productores (IPPs), para mejorar la estrategia de mercado considerando las restricciones que sufrirán los activos a futuro. A los inversores y equipos de M&A, para valorar activos en due diligence con una previsión física, planta a planta. Y a las consultoras, para construir sus propios estudios sobre un modelo de red completo y actualizado. También a los grandes consumidores, como los centros de datos, que pueden localizar dónde hay excedente renovable que se traduzca en energía a bajo coste.
¿Hacia dónde va el sector con esta información?
España tiene que integrar todavía más renovable en los próximos años, y la red será el factor que marque el ritmo. Cuando cada promotor puede ver el curtailment probable de su planta antes de invertir, el capital se dirige a los nudos donde la energía se va a poder evacuar mejor. Esta señal, que hoy queda difuminada porque hay un precio único en el mercado spot, es esencial para distinguir los puntos óptimos de la red. Eso es bueno para el inversor y también para el sistema.
Nuestro trabajo consiste en poner la misma calidad de análisis que usa el operador en manos de quien toma las decisiones de inversión. La tecnología calcula y las personas siguen decidiendo, ahora con mejor información.
¿Cómo pueden los lectores conocer la solución?
Presentaremos el módulo en un webinar abierto el próximo 4 de noviembre a las 11:00 (hora peninsular), con una demostración en directo sobre casos reales. Los interesados pueden registrarse aquí.
Quien quiera probarlo antes puede entrar aquí, donde hay tutoriales guiados y dos horas de uso libre de la plataforma.
eRoots es una startup tecnológica con sede en Barcelona especializada en simulación y planificación de redes eléctricas. Desarrolla eRoots Map, el gemelo digital de la red ibérica, y VeraGrid, la plataforma abierta de simulación de redes utilizada por Red Eléctrica. En 2026 ha recibido el Premio a la Mejor Startup del Año de El Periódico de la Energía, el EmErgent Award en la categoría de Producto y el ABB Startup Challenge en la categoría Smart Power.