En julio, el spread intradiario medio de una hora del mercado eléctrico español alcanzó un valor de 148 €/MWh, un máximo histórico superior incluso a los niveles de la crisis energética de 2022. Portugal también registró un récord de 142 €/MWh. Tan relevante como la magnitud es la forma en que se genera: mientras en otros mercados europeos las oportunidades para las baterías se concentran en pocos episodios extremos, en España aparecen con mayor regularidad
El spread de una hora
El spread intradiario de una hora es la diferencia entre el precio horario máximo y el mínimo de cada día en el mercado diario. Aproxima el valor que una batería puede capturar mediante arbitraje, comprando en la hora de menor precio y vendiendo en la hora de mayor valor, aunque el ingreso real depende también de la eficiencia, la degradación, el número de ciclos por día y los costes de operación. En julio, el promedio alcanzó los 148 €/MWh en España y los 142 €/MWh en Portugal, valores récord históricos para estos mercados.
Un récord diferente al de la crisis energética
La comparación con 2022 es reveladora. Entonces, la ampliación de los spreads estaba asociada a precios extraordinarios del gas natural, que fijaba el precio en las horas de mayor demanda. Ahora, el precio del gas sigue elevado, pero lejos de aquellos niveles. El récord de julio responde a otra causa: la creciente penetración de la energía solar fotovoltaica hunde los precios a mediodía, y cuando la producción solar cae con la demanda aún alta, entran tecnologías con mayores costes variables. Ese contraste entre un valle solar cada vez más profundo y una punta vespertina elevada amplía el spread diario. No es volatilidad coyuntural, sino una señal estructural derivada de la transformación del mix eléctrico, la misma que necesitan el almacenamiento y el resto de las tecnologías de flexibilidad.
En España, las oportunidades están menos concentradas
Para analizar hasta qué punto los ingresos potenciales de una batería dependen de días excepcionales, se ordenaron los 1096 días entre 2023 y 2025 según su spread diario en España, Alemania, Reino Unido y la zona SE3 del mercado diario de Suecia. El 10% de los días con mayor spread aportó el 18% del spread acumulado en España, frente al 22% en Reino Unido, el 23% en Alemania y el 29% en Suecia SE3. La misma conclusión surge al calcular los días necesarios para acumular la mitad del spread anual: bastan 85 en Suecia, pero se necesitan 124 en España. Esta menor concentración reduce la dependencia de episodios excepcionales y permite que las oportunidades de arbitraje aparezcan con mayor frecuencia.
La diferencia está en los fundamentales
El origen del spread determina su magnitud y su distribución a lo largo del año. En Reino Unido, las mayores diferencias se asocian a la escasez en las puntas invernales. En Alemania, los episodios de Dunkelflaute, con baja producción eólica durante varios días, elevan los precios, mientras la elevada capacidad fotovoltaica los hunde en primavera y verano. En Suecia, la disponibilidad hidráulica, las temperaturas y la demanda de calefacción condicionan los episodios de spread elevado. En esos mercados, la batería debe capturar el valor en episodios puntuales y en el momento exacto. En España, el spread creciente se explica por el lado contrario: no por la excepcionalidad de las horas de precios elevados, sino por la recurrencia de las horas con precios bajos que genera la producción fotovoltaica al mediodía, seguida de una subida de precios tras la puesta de sol.
Las diferencias entre mercados también se reflejan en la relación entre el spread medio de verano y el de invierno: 0,60 en Suecia SE3 y 0,76 en Reino Unido, donde los mayores spreads se concentran durante el invierno; y 1,59 en Alemania, donde los mayores spreads se observan en verano. Es España, esta ratio se sitúa en el 1,12, el único de los cuatro mercados sin una estación claramente dominante. Esta distribución más equilibrada reduce la exposición de una batería a que unas condiciones meteorológicas concretas determinen gran parte de su resultado anual.
Más regularidad no significa necesariamente más ingresos
La menor concentración de los spreads no implica un mayor nivel absoluto. En 2025, Alemania registró un spread diario medio de aproximadamente 124 €/MWh, frente a los 98 €/MWh de España, por lo que un arbitraje perfecto habría generado más ingresos en el mercado alemán. La ventaja de España está en la regularidad, no en el tamaño de la oportunidad. Además, el spread teórico no equivale al ingreso neto de una batería, que también depende de la eficiencia, la degradación, el número de ciclos y la participación en mercados intradiarios y servicios de ajuste.
Los spreads como señal para la flexibilidad
Los spreads récord de julio en España y Portugal no deben interpretarse solo como un episodio de volatilidad, sino como una transformación estructural del sistema eléctrico. La energía solar reduce los precios durante más horas, pero la demanda aún no se ha desplazado con la misma velocidad, y el almacenamiento de energía permite trasladar electricidad desde las horas de abundancia renovable hasta las de mayor demanda. Cuanto mayor sea la capacidad de las baterías, el bombeo, la gestión activa de la demanda y las interconexiones, mayor será la capacidad del sistema para absorber generación renovable, lo que moderará los spreads en el futuro sin eliminar el valor del almacenamiento.
Las series de spread, disponibles en AleaApp
Para convertir estas señales de mercado en decisiones de inversión y operación, AleaStorage, la división de AleaSoft Energy Forecasting especializada en almacenamiento de energía, ofrece análisis de ingresos de baterías, proyectos de hibridación y estrategias de flexibilidad. Con ese mismo objetivo, AleaSoft ha incorporado a Alea Energy DataBase las series históricas de spread intradiario de una, dos, cuatro y seis horas para los principales mercados europeos, permitiendo comparar mercados, medir la concentración de los spreads y apoyar la valoración de proyectos de almacenamiento.
