Baterías en España: el spread de 215 €/MWh no durará

El spread intradiario marca máximos y eso redefine el negocio de las baterías

El spread intradiario de una hora —la diferencia entre la hora más barata y la más cara del día— promedió 215,37 €/MWh en septiembre en el mercado eléctrico español, un 10% por encima de los 195,29 €/MWh de agosto, según los datos que recoge El Periódico de la Energía. El promedio mensual venía de 61,90 €/MWh en enero.

Esa cifra es la materia prima del negocio del almacenamiento: comprar electricidad cuando la fotovoltaica hunde los precios al mediodía y venderla por la tarde y la noche, cuando la solar cae pero la demanda no. El problema es que el diferencial no es un ingreso garantizado, y la propia expansión de las baterías lo está erosionando. Ese fenómeno se llama canibalización y ya tiene cifras.

Qué es el spread intradiario y por qué se disparó en España

En el mercado diario se negocia la compra y venta de electricidad para cada hora del día siguiente. Las ofertas se aceptan según el mérito económico y la capacidad de interconexión disponible, y el operador del sistema valida después los resultados desde el punto de vista técnico. Como las previsiones cambian, existen los mercados intradiarios, donde los participantes ajustan posiciones antes de la entrega.

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El spread intradiario mide la diferencia entre los momentos más baratos del día —las horas centrales, con producción fotovoltaica muy alta— y los más caros, cuando empieza a caer la noche pero la demanda sigue. Esa diferencia es el margen bruto de quien compra barato y descarga caro.

La escalada responde a un cambio estructural del sistema. Según los datos de Red Eléctrica que recoge Ecoticias, en 2025 la potencia renovable instalada en la península creció un 11,7%, con casi 9.000 MW nuevos de solar fotovoltaica, y la fotovoltaica ya lidera la potencia instalada con 40.952 MW. Más solar al mediodía significa más horas con precios hundidos, nulos o negativos.

La canibalización: el enemigo que crece con cada batería instalada

Aquí está el giro incómodo. Cuando las baterías cargan en las horas baratas, aumentan la demanda en esos periodos y empujan el precio hacia arriba. Cuando descargan en las horas caras, aumentan la oferta y empujan el precio hacia abajo. El resultado es que el propio almacenamiento estrecha el diferencial del que depende su rentabilidad.

AleaSoft Energy Forecasting lo resume así: el spread intradiario es una oportunidad teórica de arbitraje, no un ingreso garantizado. Y añade que la magnitud del efecto dependerá de la potencia y duración de las baterías, de su estrategia de operación y de la evolución simultánea de la generación renovable, de la demanda y de otras fuentes de flexibilidad.

Investigadores de la Universidad de Sevilla pusieron número a ese límite, según publica El Español: a partir de unos 30-32 GWh de capacidad acumulada, el almacenamiento dejaría de ser rentable solo con ingresos de mercado. El cálculo cruza dos curvas: cómo se estrecha el spread a medida que entra más almacenamiento y cuáles son los costes variables efectivos de operar las baterías.

Cuántas baterías hay hoy en España y cuántas vienen

El punto de partida es pequeño, pero la velocidad es alta. Fundación Renovables señaló que entre abril de 2025 y abril de 2026 la potencia instalada de baterías pasó de 28 MW a 193 MW, un aumento del 589%, según recoge Ecoticias. Con nuevas instalaciones, el recuento llegó a unos 221 MW.

Para ponerlo en contexto: Red Eléctrica registra que el sistema español cerró 2025 con 3.427 MW de almacenamiento, de los cuales 3.331 MW eran bombeo hidráulico y solo 96 MW baterías. El gran almacén del país sigue estando en los embalses reversibles.

La cartera de proyectos, en cambio, es enorme. El Español recoge que los permisos de acceso a la red para hibridación y baterías «stand alone» suman 11 GW, casi a partes iguales, con unos 450 proyectos en tramitación (7,6 GW) y 2,8 GW ya en estado listo para construir. Iberdrola lidera con 903 MW en tramitación, seguida de Enel Green Power con 580 MW y Grenergy con 345 MW.

Y hay quien ve mucho más recorrido: Alpiq calcula que España podría llegar a instalar 60 GW de baterías, según declaró Rodolfo Baldrich, responsable de Originación de la compañía en España, en el videopodcast del Observatorio de la Energía de EL ESPAÑOL.

Del techo teórico al ingreso real: dónde se pierde el margen

Un ejercicio de AleaSoft ayuda a dimensionar la brecha. Para una batería de 1 MW y cuatro horas de duración con un ciclo diario completo, la suma anual del spread diario de una hora en España en 2025 alcanzó 35.931 €/MWh, lo que multiplicado por los 4 MWh de una descarga completa da un techo teórico de 143.724 €/MW al año.

Ese techo es inalcanzable. Una batería de cuatro horas no captura el spread de una hora, sino la diferencia entre el precio medio de las cuatro horas más caras y el de las cuatro más baratas: en España ese efecto recortó alrededor de un 15% el spread potencial en 2025, frente a un 18% en Alemania. A eso se suman la eficiencia del ciclo, la degradación, la disponibilidad real del activo y, sobre todo, la capacidad de anticipar los precios. Con todo junto, el ejemplo de AleaSoft estima que una batería captura alrededor del 65% del techo teórico.

El detalle de la eficiencia merece atención porque no es lineal. Para vender 1 MWh con un rendimiento del 85% hay que comprar cerca de un 18% más de energía, así que el coste real depende del precio al que se carga: unos 7,1 €/MWh si se carga a 40 €/MWh, unos 3,5 €/MWh a 20 €/MWh y menos de 1 €/MWh a 5 €/MWh. Y cuando el precio es negativo, la energía extra por las pérdidas del ciclo deja de ser un coste y pasa a generar ingresos.

Qué significa esto para tu startup

Si estás construyendo en energía, el mensaje no es que el negocio se rompa, sino que el modelo financiero que funciona hoy no sirve para 2035.

Modela con escenarios, no con spreads históricos. AleaSoft plantea escenarios de 10, 20 y 30 GWh de penetración de baterías con hipótesis coherentes de potencia y operación. Si tu caso de negocio solo es rentable con el diferencial actual, no es un caso de negocio: es una apuesta.
Cubre los ingresos merchant. Los proyectos con exposición total al mercado son los más frágiles. Contratos de tolling, PPAs y mecanismos de capacidad reducen esa exposición. Alpiq defiende esos mecanismos precisamente para sostener la viabilidad si los diferenciales se estrechan.
Aprovecha la ventana de velocidad. Según Jorge Barredo, director general de Generación Renovable de Naturgy, poner en operación un parque eólico en España tarda en torno a 8-9 años y un fotovoltaico entre 5 y 6, pero una batería puede estar lista en 2 años. En un mercado donde el margen se erosiona con cada instalación, llegar antes vale dinero.
El software es la diferencia. Entre el techo teórico y el ingreso real se pierde un tercio del valor, y buena parte de esa pérdida depende de la calidad de las previsiones de precio y de la estrategia de optimización. Ahí hay espacio para herramientas de forecasting y operación, no solo para contenedores de baterías.

Conclusión

España tiene hoy uno de los mejores escenarios de Europa para el arbitraje con baterías: el spread intradiario pasó de 61,90 €/MWh en enero a 215,37 €/MWh en septiembre, y el PNIEC 2023-2030 apunta a 22,5 GW de almacenamiento en 2030, según recoge Ecoticias. Pero el mismo éxito del almacenamiento estrecha el diferencial que lo hace rentable.

La conclusión práctica es incómoda y valiosa a la vez: la bancabilidad de un proyecto no depende de demostrar que una batería gana dinero en el mejor año, sino de acreditar que aguanta el servicio de la deuda en escenarios prudentes. Quien construya su modelo con esa disciplina tendrá proyectos financiables cuando el mercado deje de regalar diferenciales de 200 €/MWh.