Del despliegue a la gestión: el reto de integrar 150,8 GW de potencia instalada en un mercado en tiempo real

Un sistema eléctrico irreconocible en una generación

El mercado eléctrico español actual tiene poco que ver con el de finales de los años noventa. Cuando AleaSoft Energy Forecasting inició su actividad, el 8 de octubre de 1999, el mercado liberalizado español apenas llevaba dos años funcionando. La generación estaba mucho más concentrada en grandes instalaciones convencionales, las energías renovables tenían todavía una presencia reducida y el mercado funcionaba con una resolución horaria.

Veintisiete años después, la transformación es profunda. La energía eólica y, posteriormente, la fotovoltaica han cambiado el mix de generación, han aparecido nuevos participantes y modelos de negocio y las decisiones se toman en un entorno cada vez más interconectado y complejo.

Datos récord: 142,5 GW instalados y un 68,9% renovable

Según Red Eléctrica, a finales de 2025 el sistema eléctrico español contaba con 142,5 GW de potencia instalada, tras incorporar 10 GW de nueva potencia renovable durante el año, de los cuales 8,8 GW correspondieron a fotovoltaica. Considerando también las instalaciones de autoconsumo, la potencia instalada alcanzó los 150,8 GW, de los cuales el 68,9% correspondió a generación renovable.

En 2025, las energías renovables generaron el 55,5% de la electricidad en España y su participación alcanzó el 56,6% al incluir la aportación estimada del autoconsumo. La abundancia de generación solar durante determinadas horas presiona los precios a la baja precisamente cuando estas instalaciones producen más, y conceptos como la canibalización, las horas con precios cero o negativos y los vertidos renovables han pasado a ocupar un lugar central en el análisis de los proyectos.

El mercado cuartohorario: el cambio de paradigma en la operación

El 1 de octubre de 2025 el mercado diario europeo pasó de una resolución horaria a una resolución de 15 minutos, con la primera sesión de negociación celebrada el 30 de septiembre. Un año después, este cambio técnico resume buena parte de la evolución que está experimentando el sistema eléctrico.

Una mayor granularidad permite representar mejor las variaciones de la producción renovable y de la demanda eléctrica y ofrece a los agentes más posibilidades para ajustar sus posiciones. Pero también aumenta la necesidad de disponer de buenas previsiones y capacidad de reacción. Para productores renovables, comercializadoras, traders, representantes, agregadores, centros de control y gestores de baterías, diferencias de pocos minutos en la producción, la demanda o los precios pueden acabar condicionando las decisiones operativas.

Almacenamiento y flexibilidad de la demanda: la nueva frontera

Las baterías permiten desacoplar, al menos parcialmente, el momento de generación del momento de consumo. Una instalación fotovoltaica sin almacenamiento depende en gran medida del precio de las horas solares; con una batería, parte de esa producción puede desplazarse hacia otras horas, participar en distintos mercados y contribuir a prestar servicios al sistema.

El valor de un proyecto de almacenamiento no puede analizarse observando únicamente los precios medios de la electricidad. Importan los spreads entre períodos, la volatilidad del mercado intradiario, los servicios de ajuste, los mecanismos de capacidad y la evolución que tendrán todas estas fuentes de ingresos a lo largo de la vida del activo. España cerró 2025 con 3.427 MW de potencia de almacenamiento y, según Red Eléctrica, estos sistemas permitieron integrar 9.213 GWh durante el año, un 6,2% más que en 2024.

La flexibilidad no llegará únicamente desde la generación y el almacenamiento. La electrificación de la industria, los vehículos eléctricos, las bombas de calor, el autoconsumo, los centros de datos y otros nuevos consumos incrementarán la demanda durante los próximos años. Un sistema con abundante producción renovable necesitará señales que favorezcan el desplazamiento de una parte de la demanda hacia los momentos de mayor disponibilidad. Para los grandes consumidores, esta evolución añade complejidad: la estrategia de suministro deberá combinar mercado, contratos a plazo, PPA y otros instrumentos de cobertura con posibilidades de autoconsumo, almacenamiento y flexibilidad.

Redes, congestión y la paradoja de prever un sistema más flexible

Generar, almacenar y consumir en los momentos adecuados no será suficiente si la red no permite conectarlos. La congestión de las redes eléctricas se está convirtiendo en uno de los principales obstáculos para la electrificación de la economía. En este contexto, la propuesta de resolución de la CNMC sobre permisos de acceso flexibles para la demanda —cuyo trámite de audiencia pública finalizó en marzo de este año— busca concretar cómo puede utilizarse esta herramienta para facilitar la conexión de nuevos consumidores.

En los próximos años, la ubicación de los proyectos tendrá una importancia creciente. Para una instalación renovable existente, su valor futuro dependerá de la electricidad que produzca y también de las posibilidades de repotenciación, hibridación con baterías y utilización de su punto de conexión.

Paradójicamente, cuanto más flexible sea el sistema, más difícil será anticipar su comportamiento. Hace 27 años, las principales variables que explicaban los precios eran relativamente pocas. Hoy es necesario tener en cuenta la evolución del mix de generación, los combustibles, el CO2, las interconexiones, el almacenamiento, el autoconsumo, los nuevos consumos, la flexibilidad de la demanda y los cambios regulatorios. La Inteligencia Artificial ofrece nuevas posibilidades para procesar datos y automatizar análisis, pero la evolución tecnológica no reduce la necesidad de conocimiento del mercado: cuanta más información haya, más importante será entender las relaciones que explican el comportamiento del sistema.