La «curva del pato» es la forma que adopta la carga neta en cualquier mercado con mucha energía solar en la red: un descenso pronunciado a mediodía, cuando la generación solar inunda el sistema, y una subida brusca al atardecer, cuando el sol se pone justo en el momento en que la demanda alcanza su máximo. Fue analizada por primera vez por el NREL en 2008 y se hizo famosa gracias al gráfico que publicó en 2013 el operador de la red de California, CAISO. Desde entonces se ha acentuado cada año. En 2026, varias redes ya no dibujan un pato, sino un cañón.
La respuesta es bien conocida: instalar un sistema de almacenamiento de energía en batería (BESS) junto a la instalación solar. Lo que no está tan claro, y lo que determina si ese BESS resulta rentable, es cuándo se carga y cuándo se descarga. Se trata de una cuestión de previsión solar antes que de hardware, y ese es el argumento de este artículo: el valor de una batería viene determinado por la calidad de la previsión que la controla. Cuanto mejor sea la previsión, mayor será la parte de la «curva del pato» que esa misma batería pueda realmente aplanar.
Puntos clave del artículo
- La curva del pato se ha acentuado hasta convertirse en una curva del cañón: la elevada penetración de la energía solar provoca una fuerte caída al mediodía, seguida de un repunte pronunciado al atardecer, y esta tendencia se está agravando en California, Alemania, la India y Australia.
- Un sistema BESS combinado con energía solar es la respuesta estructural: se carga con el excedente del mediodía y se descarga en el pico de la tarde para aplanar la curva.
- La precisión en el despacho es más importante que la capacidad instalada: en los principales mercados, las pérdidas por restricciones siguieron aumentando a pesar del crecimiento del despliegue de sistemas de almacenamiento.
- La previsión solar determina la distribución, en las que las previsiones para el día siguiente determinan el plan y las previsiones a corto plazo in situ lo ajustan a medida que avanza la jornada.
La «curva del pato» de un vistazo: oscilaciones de la carga neta de hasta 24 GW en 8 horas en California en la primavera de 2025, almacenamiento en baterías asociado a casi el 40% de las nuevas solicitudes de conexión solar en 2024-2025, frente al 13% de 2023, 457 horas de precios negativos de la electricidad en Alemania en 2024, y nuevas instalaciones de almacenamiento en baterías en el mundo en aumento del 53% en 2024.
¿Qué es la «curva del pato»?
Una representación gráfica de la generación solar a lo largo del día
La carga neta es la demanda total de electricidad menos la generación que no se puede despachar, básicamente la eólica y la solar. Si se representa gráficamente a lo largo de veinticuatro horas en una red con alta presencia de energía solar, se dibuja la «curva del pato». A lo largo de la mañana, la energía solar comercial y a gran escala aumenta progresivamente y la carga neta desciende bruscamente, formando la parte plana del pato. Al mediodía, en los mercados más profundos, la energía solar puede superar directamente la demanda. Cuando la producción se desploma al atardecer, mientras que la demanda vespertina aumenta, la carga neta se eleva bruscamente y forma el cuello, la rampa vespertina.
Los operadores de la red tienen que cubrir esa rampa con cualquier fuente que se pueda despachar, gas, nuclear, térmica, hidroeléctrica o almacenamiento, en un margen de tiempo reducido y que cambia rápidamente. Cuanto mayor es la oscilación diaria, más difícil resulta. El exceso de generación al mediodía obliga a restringir la producción solar o lleva los precios a valores negativos. La rampa vespertina pone a prueba a las centrales convencionales, eleva los costes y aumenta el riesgo de déficit. Por eso las eléctricas tratan la «curva del pato» como una restricción de planificación y no como una curiosidad.
Del pato al cañón: lo que muestran los datos de 2025 y 2026
California es un buen ejemplo de este cambio. En la primavera de 2025 se registraron oscilaciones de la carga neta de hasta 24 GW en un plazo de ocho horas, con mínimos al mediodía que descendían hasta unos 8 GW. El análisis de FactSet de los datos de CAISO muestra que la actividad de las baterías redujo el pico vespertino en casi 50%, y que el almacenamiento se incorporó a casi 40% de nuevas solicitudes de interconexión solar en 2024 y 2025, frente a los 13% de 2023. La flota de baterías de CAISO alcanzó los 11,6 GW a principios de 2025.
Esta tendencia no es exclusiva de California. Alemania registró 457 horas de precios negativos de la electricidad en 2024. Se calcula que la India limitó la producción de energía solar en unos 2,3 TWh entre mayo y diciembre de 2025. A nivel mundial, la capacidad de almacenamiento en baterías aumentó en 53% en 2024, hasta alcanzar los 205 GWh instalados.
Europa muestra el mismo mecanismo, y ahora se ha cuantificado. KfW Research analizó un conjunto de zonas de subasta europeas entre 2023 y 2025 y estimó cómo influye en los precios horarios del mercado diario un megavatio adicional de baterías a escala de red por cada gigavatio de carga máxima. Los precios del mediodía aumentan en 0,14 EUR/MWh. Los precios de la tarde disminuyen en 0,38 EUR/MWh. Por lo tanto, la diferencia entre ambos se reduce en 0,52 EUR/MWh. Si se aplica al crecimiento del parque alemán de baterías a escala de red durante esos tres años, esto supone un diferencial diario aproximadamente entre 17 y 19% menor de lo que habría sido de otro modo, y unos precios por hora unos 16% menos dispersos a lo largo del día. El almacenamiento «behind-the-meter», que se recarga para el autoconsumo y rara vez se ofrece en el mercado diario, no muestra ningún efecto de este tipo.
Australia nos muestra cómo es el final de ese camino. En el mercado de Nueva Gales del Sur, el precio medio máximo registrado por la tarde durante el segundo trimestre ha caído en torno a dos tercios desde 2023, a medida que las baterías han ido entrando en la fase de aumento de la demanda vespertina, según datos de la AEMO recopilados por Modo Energy.
La cifra que hay que tener en cuenta es esta: en los principales mercados, las pérdidas por recorte de producción siguieron aumentando a pesar del crecimiento del despliegue de baterías. La capacidad por sí sola no bastó para frenar las pérdidas.
Por qué el sistema BESS es la solución estructural a la «curva del pato» y por qué la capacidad no es suficiente
Un sistema de almacenamiento de energía en baterías instalado junto a una planta fotovoltaica resuelve mecánicamente la «curva del pato». Se carga con el excedente del mediodía y se descarga durante la rampa vespertina, lo que aplana la «barriga» y acorta el «cuello» al mismo tiempo. Una investigación publicada en la revista *Energies* muestra que, con la digitalización y la estrategia de despacho adecuadas, el almacenamiento puede sostener una penetración del 40-50% de renovables variables con una adaptación mínima de la infraestructura existente.
El matiz de esa frase es precisamente la clave. No todas las estrategias de despacho ofrecen el mismo rendimiento. Un estudio publicado en «Applied Sciences», basado en un caso real de una instalación fotovoltaica a escala industrial con almacenamiento en Minas Gerais, evaluó tres estrategias de despacho intradía en el mismo activo. La compensación derivada de la carga, que minimiza la tasa de variación hora a hora de la carga neta en lugar de nivelarla hasta un valor medio, produjo la mayor reducción en la severidad de las rampas. La misma batería, la misma capacidad, el mismo estado de carga, pero un resultado sustancialmente diferente.
Desde el punto de vista comercial, esa diferencia es la que separa a una batería que absorbe las penalizaciones por desviación de otra que las genera. Lo que distingue a ambas es saber, de antemano, cuándo se producirá la rampa y cuál será su pendiente.
La previsión determina el despacho: por qué una mejor previsión aumenta el valor de un sistema BESS
La previsión solar no es un único producto, sino tres horizontes, y estos no son intercambiables.
Determinar el tamaño del BESS: el clima solar del emplazamiento
Antes de cualquier despacho, la batería debe tener el tamaño adecuado, y eso depende del clima solar local más que de una media regional. CalibSun FUTURE combina diez años de datos satelitales corregidos con una campaña de mediciones in situ para generar datos del emplazamiento con una periodicidad de 5 minutos y un «año meteorológico típico» válido a efectos de financiación. Esto respalda el modelo de financiación y establece los patrones de ciclo y reposo que protegen la vida útil de la batería.
Day-Ahead: el plan
Las previsiones solares para el día siguiente se basan en la predicción numérica del tiempo y en el historial de producción de la propia central, analizado mediante aprendizaje automático, con una proyección de entre 24 y 48 horas. Los operadores las utilizan para ofrecer capacidad en los mercados diarios, para establecer el nivel de carga objetivo antes del aumento de la demanda vespertino y para comunicar el programa requerido en el marco de los sistemas de liquidación de desviaciones de California o la India.
Una previsión con un día de antelación permite preparar la batería. No puede hacer más que eso. El estado inicial de cualquier modelo meteorológico, la descripción de la atmósfera en el momento en que comienza la previsión, contiene errores, y esos errores van aumentando a medida que avanza el día.
Intradiario: corrección del plan
Las previsiones solares a corto plazo permiten ajustar el plan a medida que avanza el día. CalibSun NEXT asimila mediciones in situ en tiempo real junto con imágenes de satélite y predicción numérica del tiempo. Medido en una cartera europea de IPP, reduce el error de previsión un 46% a 5 minutos y un 33% a 15 minutos frente al proveedor satelital establecido. Los operadores lo utilizan para ajustar el minuto exacto en que empieza una carga o una descarga, para atravesar un breve paso de nubes sin restringir la producción y para volver a ofertar intradía cuando la producción se desvía del programa.
Por debajo de los quince minutos, las imágenes por satélite ya no permiten distinguir lo que importa. CalibSun INSTANT cubre el horizonte de uno a treinta minutos leyendo el cielo directamente, con cámaras terrestres instaladas en la planta, cuatro por emplazamiento e idealmente siete. Detecta las sombras de las nubes antes de que lleguen al campo fotovoltaico, lo que da al sistema de gestión de energía el tiempo necesario para mantener una carga, retrasar una descarga o volver a ofertar antes de que caiga la producción, y no después.
CalibSun te ayuda a gestionar tu sistema de almacenamiento de energía (BESS)
La «curva del pato» ya no es una curiosidad californiana. Es la forma predeterminada de la carga neta de cualquier Mercado de la energía fotovoltaica con almacenamiento con una elevada penetración de la energía solar, y en varias regiones ya se ha convertido en un auténtico cañón. El almacenamiento cubre esa brecha, al menos en teoría. La reducción real de las restricciones de suministro, la exposición a precios negativos y el riesgo de desequilibrio depende de la precisión con la que se gestione ese almacenamiento.
Ese mismo conjunto de trabajos apunta a otra cosa. El efecto del almacenamiento sobre los precios se va atenuando a medida que crecen las flotas: un estudio publicado en *Econometrica* y citado por el KfW estima que los primeros 5 GWh de capacidad a escala de red suponen una reducción de los precios al por mayor de 5,6%, mientras que duplicar una flota existente de 25 a 50 GWh solo añade 2,6% más. Primero se aprovecha el beneficio más fácil.
Hay una idea contraria a la intuición que merece la pena señalar con claridad. Cuanto más valioso se vuelve el tiempo de una batería, ya sea en reservas, en arbitraje o en un compromiso firme de suministro, más caro resulta dedicar ese tiempo a compensar un error de previsión. A medida que las flotas crecen y el margen entre el mediodía y la tarde, que antes era amplio, se reduce, el margen de error se estrecha en lugar de ampliarse. El valor de una previsión precisa aumenta con el almacenamiento. No disminuye.
La postura de CalibSun: convertir la capacidad de las baterías en una mitigación real de la «curva del pato» exige datos de previsión con la resolución de la propia rampa. Las previsiones probabilísticas específicas de cada emplazamiento, calibradas con sensores in situ y actualizadas intradía, permiten a los operadores de fotovoltaica con almacenamiento preposicionar el estado de carga, limitar las pérdidas por ciclado y proteger los ingresos tanto de las restricciones de generación como de las penalizaciones por desequilibrio. Clasificada en primer lugar entre siete proveedores en treinta plantas fotovoltaicas en una prueba ciega de tres meses realizada por el cliente, un gran IPP alemán, CalibSun elabora las previsiones de la mayor planta fotovoltaica del mundo.
Preguntas frecuentes
¿Elimina un sistema de almacenamiento de energía por baterías (BESS) la «curva del pato»?
Lo estabiliza y, en mercados como California y Nueva Gales del Sur, el pico vespertino ya se ha reducido drásticamente. Lo que un BESS no puede eliminar es la variabilidad que se produce más rápido de lo que se puede programar. La evolución diaria es predecible con un año de antelación. La nube de las 14:07 no lo es, y ahí es donde se deciden las restricciones de suministro y las sanciones por desequilibrio.
¿Por qué la precisión de las previsiones influye en los ingresos que genera una batería?
Porque una batería solo genera ingresos en el momento en que entra en funcionamiento, y una previsión solar es lo que determina ese momento. Una previsión con un día de antelación establece el plan y el nivel de carga objetivo. Una previsión intradía corrige ese plan a medida que avanza el día. Un error en cualquiera de estos dos horizontes se paga bien con energía restringida, bien con la pérdida del precio de la tarde, bien con una penalización por desviación. La misma batería, la misma capacidad, ingresos diferentes.
¿Disminuye el valor de las previsiones a medida que se amplía la capacidad de almacenamiento?
Aumenta. A medida que las flotas crecen, el margen de tiempo disponible entre el mediodía y la tarde se reduce, por lo que el margen de error se estrecha en lugar de ampliarse, y cada hora de autonomía de la batería resulta más cara de gastar para compensar un error en la previsión.
Referencias
Datos recientes y análisis del sector
FactSet Insight, “Del pato al cañón: cómo ha evolucionado el perfil de carga de CAISO” (agosto de 2025)
Green Fuel Journal, “El problema de la reducción de la producción solar: por qué se está desperdiciando energía renovable en 2026” (abril de 2026)
PSC Consulting: “La curva del pato se está convirtiendo en un cañón”
KfW Research, Focus on Economics n.º 555, “El almacenamiento en baterías es una palanca de la transición energética: el almacenamiento a gran escala estabiliza los precios de la electricidad” (19 de agosto de 2026)
Datos sobre los precios de despacho de AEMO para Nueva Gales del Sur, recopilados por Modo Energy (2026)
Investigación científica y técnica
Applied Sciences (MDPI), “Estrategias de despacho intradía de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías para suavizar la curva del pato: un caso real en Brasil” (septiembre de 2026)
Energies (MDPI), “Estrategias de redes inteligentes para hacer frente a la curva del pato: digitalización, almacenamiento de energía en baterías y gestión de los efectos rebote” (julio de 2025)
