Comparando dos nudos en Badajoz para conectar 50 MW

Con el mismo sol, pero con más de 500.000 euros anuales de diferencia

5 de julio de 2026

Cuando medimos la red en el mapa de eRoots, nudo a nudo y sobre la física real del sistema, la dispersión que aparece es crítica para el inversor.

En 2025, en la provincia de Badajoz, la subestación de Morantes (220 kV) vertió el 25,5% de su energía producible: 158,8 GWh que, valorados al precio horario del mercado, suman 4,14 millones de euros sin cobrar. En la misma provincia, la subestación de Segura de León (400 kV) vertió el 3,54%.

Veamos el impacto en un proyecto solar tipo de 50 MW en Badajoz.

La planta dispone de un buen recurso, el terreno asegurado y la financiación en marcha. Sobre el papel es un proyecto excelente. Ahora pongamos en una columna todo el dinero que ese proyecto tiene en riesgo durante los próximos doce meses, antes de que nadie hable de paneles. Las cifras de red que siguen no son proyecciones: son mediciones de lo que ya ocurrió en 2025, nudo a nudo, con la física real del sistema.

• 2 millones de euros de aval. La garantía de 40 €/kW del artículo 23 del RD 1183/2020, depositada ante la Administración antes incluso de solicitar el acceso a red. Capital que responde con su totalidad si el proyecto se abandona o incumple hitos.
• 20.000 euros al año solo por mantenerlo vivo. La prima del seguro de caución o la comisión bancaria, en torno al 1% anual sobre lo garantizado. Cada año de tramitación es un año pagando por esperar.
• Una red que dijo no al 66% de lo que se le pidió. En 2025 se solicitaron unos 40 GW de acceso y conexión en España, entre nueva generación y nueva demanda. Solo 4,5 GW obtuvieron el sí. 25 GW no pudieron ser atendidos por falta de capacidad. La congestión no distingue entre un parque solar y un centro de datos: es la misma para todos.

Traduzcamos eso a nuestro proyecto de 50 MW.

• Conectado en Morantes, habría dejado de inyectar unos 26,5 GWh el año pasado: cerca de 690.000 euros al precio horario real al que se vertió esa energía.
• Conectado en Segura de León, unos 4 GWh: 159.000 euros. Es la misma provincia, el mismo sol y la misma tecnología.

La diferencia entre ambos puntos de conexión supera el medio millón de euros al año, cada año, durante toda la vida del proyecto.

Y el nudo congestionado sufre una doble penalización. No solo vierte más, vierte en las peores horas:

• La energía vertida en Morantes valía 26,10 €/MWh.
• La de Segura de León, 39,41 €/MWh.

Hay un dato más que convierte estas cifras en algo más que una pérdida: el precio capturado de la solar, 35,75 €/MWh en 2025, ya empata con el coste nivelado de producir esa misma energía en una planta nueva, en torno a 36 €/MWh para una instalación de 50 MW.

Es decir, el margen ha desaparecido. En este mercado, el vertido no recorta el beneficio de un proyecto: decide si lo hay.

Pongamos esa cifra junto al aval, y en menos de cuatro años la elección del nudo puede costar tanto como toda la garantía que el promotor deposita al inicio.

Un año y todo el sector

Multipliquemos ahora ese proyecto por España entera y quedémonos solo con un año, 2027.

Los vertidos técnicos no compensados se espera que alcancen 3,38 TWh en 2027: más de 120 millones de euros de energía limpia sin cobrar, al precio capturado actual de la fotovoltaica. Esa es solo la parte que ordena el operador, REE.

Existe un segundo vertido, el económico. Plantas que dejan de producir porque el precio de mercado no paga ni la operación. APPA estima que en 2025 ya pudo superar el 20% de todo el producible renovable, más de 37.000 GWh.

Valorada esa energía con la misma metodología que emplea la asociación, el valor desaprovechado supera los 1.000 millones de euros al año.

A eso se suman los avales. Cada GW de generación en desarrollo mantiene 40 millones de euros inmovilizados en garantías, se construya o no.

Solo la nueva generación que entrará en operación en 2027, entre 10 y 12 GW, habrá tenido depositados más de 400 millones de euros durante su tramitación, con el contador del coste financiero corriendo durante 5 años.

En total son más de 1.500 millones de euros al año entre valor desaprovechado, capital comprometido y coste de espera. Este es el coste de no ver la red.

El riesgo tiene coordenadas

Esta es la parte optimista, y es la que nos mueve. Ninguno de estos riesgos es aleatorio.

El vertido de Morantes no es que fuera debido a la mala suerte. Fue el resultado físico de flujos, congestiones y generación conectada, y por eso se pudo medir. Y lo que se mide en 2025 se puede simular para 2027, nudo a nudo, antes de que llegue.

De forma similar, el rechazo de acceso no es mala suerte, ya que es la consecuencia de solicitar capacidad donde no la hay, cuando existen nudos con margen real.

En eRoots construimos el gemelo digital del sistema eléctrico ibérico precisamente para esto. Contamos con 8.175 nudos modelados sobre datos físicos reales, capaces de simular la red de 2027 antes de que llegue. Con esto respondemos a qué nudos tendrán margen de evacuación, dónde se concentrará el vertido y cómo se moverán los precios locales cuando entre la nueva generación del PNIEC.

Depositar 2 millones de euros sobre un nudo es una decisión de inversión, por lo que merece la misma inteligencia que cualquier otra decisión de esa magnitud.

Antes de elegir tu próximo punto de conexión, mira la red: map.eroots.tech