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El spread eléctrico en España alcanza máximos de 2026, pero las baterías solo capturan un 65% del techo teórico

El spread intradiario del mercado eléctrico español alcanzó en agosto de 2026 un promedio mensual de 195,29 €/MWh, el nivel más alto del año, según datos de AleaSoft Energy Forecasting. La escalada amplía las oportunidades para el almacenamiento con baterías, pero la consultora advierte de que convertir ese diferencial en ingresos reales exige descontar eficiencia, duración, disponibilidad y la calidad de las previsiones de precios.

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(elperiodicodelaenergia.com)

Un 2026 de spreads al alza por el empuje fotovoltaico

El spread intradiario de una hora en España ha escalado de forma casi ininterrumpida a lo largo del año: desde los 61,90 €/MWh de enero hasta los 195,29 €/MWh de agosto, según el análisis de AleaSoft Energy Forecasting. La media acumulada del año se sitúa en 121,78 €/MWh.

La causa principal es el avance de la producción fotovoltaica: los precios se desploman en las horas centrales del día por el exceso de oferta solar, mientras la demanda vespertina sostiene precios elevados en las horas de mayor consumo. Esa horquilla es el caldo de cultivo para el almacenamiento, que compra barato y vende caro.

Sin embargo, AleaSoft subraya que el spread es 'solo el punto de partida de un análisis de rentabilidad, no el ingreso real de un proyecto BESS'. Tomarlo como referencia directa puede llevar a sobreestimar los ingresos de una batería.

Del techo teórico a la captura real

El análisis propone un ejemplo concreto: una batería de 1 MW y cuatro horas de duración que realiza un ciclo diario. En 2025, la suma anual del spread horario en España fue de 35.931 €/MWh, lo que arroja un techo teórico de 143.724 €/MW al año.

Esa cifra es inalcanzable en la práctica. El primer recorte viene de la duración: un spread de una hora compara el precio máximo y mínimo del día, pero una batería de cuatro horas necesita cargar y descargar durante varias horas. La referencia real es la diferencia entre el precio medio de las cuatro horas más caras y el de las cuatro más baratas. En España, este efecto redujo el spread potencial un 15% en 2025, frente al 18% de Alemania, gracias a un valle solar más amplio y plano.

La eficiencia del ciclo tampoco se traslada de forma lineal. Con un rendimiento del 85%, para vender 1 MWh hay que comprar aproximadamente 1.176 MWh. La penalización depende del precio de carga: a 40 €/MWh supone unos 7,1 €/MWh; a 20 €/MWh baja a 3,5 €/MWh; y a 5 €/MWh cae por debajo de 1 €/MWh. En un mercado como el español, con horas de precios nulos o negativos, esa ineficiencia puede incluso convertirse en un ingreso extra al consumir más energía a precios negativos.

Previsión y disponibilidad: la diferencia entre proyectos

Los cálculos sobre precios históricos asumen un conocimiento perfecto de cuáles serán las horas más caras y más baratas del día. En la operación real, las decisiones de carga y descarga se toman con previsiones, y el máximo o el mínimo pueden producirse antes o después de lo proyectado.

Por eso, AleaSoft insiste en que la calidad de las previsiones y la estrategia de optimización tienen un impacto directo sobre los ingresos. Con más capacidad de almacenamiento instalada, más baterías competirán por las mismas horas y anticiparse será clave para diferenciar la rentabilidad de cada proyecto.

A ello se suma la disponibilidad real del activo: mantenimiento, paradas e indisponibilidades de red recortan las oportunidades aprovechables a lo largo del año. Considerando todos estos factores, una batería puede capturar en torno al 65% del techo teórico calculado a partir del spread horario, según el ejemplo de 2025. Es decir, aproximadamente un tercio del valor potencial se pierde antes de convertirse en margen real.

Consecuencias para el caso de negocio

La conclusión de AleaSoft es clara: el caso de negocio de un proyecto de almacenamiento no puede construirse multiplicando el spread histórico por la capacidad, porque se sobreestimaría la rentabilidad. Los ingresos reales dependen de un análisis que integre duración, eficiencia, previsión y disponibilidad.

La consultora, a través de su división AleaStorage, ofrece estimación de ingresos para baterías en mercado diario e intradiario y mercados de ajustes, análisis de hibridación con renovables y modelización de escenarios de precios y volatilidad a largo plazo.

Con la progresión de 2026 y agosto como mes de mayor spread medio del año, el valor de la flexibilidad seguirá marcando el mercado. Pero la rentabilidad de una batería no depende solo de que existan diferencias de precios, sino de la capacidad de anticiparlas y capturarlas con una estrategia de operación bien dimensionada.