El 1 de octubre de 2025 será recordado en la historia del sector eléctrico español, ya que la subasta del mercado diario abandonó los precios horarios en favor de valores cuatrimestrales, cuadruplicando la resolución del sistema.
Lo que antes se medía en 24 precios diarios ahora se desglosa en 96, alineando por primera vez toda la cadena de mercado (desde la subasta principal hasta los desequilibrios) dentro de la misma granularidad.
La primera sesión mostró la volatilidad que puede surgir en cuestión de minutos: el precio mínimo se fijó en 6,67 €/MWh entre las 15:00 y las 15:15, mientras que el máximo alcanzó los 230 €/MWh entre las 21:30 y las 22:00. En tan solo una hora se produjeron caídas de más de 65 €/MWh, mientras que en otras franjas horarias las diferencias fueron prácticamente inexistentes. El mensaje es claro: cada cuarto de hora cuenta.
El nuevo sistema tiene un impacto directo en la industria pesada y los consumidores con una demanda de energía superior a 50 kW, cuyos contadores ya miden en bloques de 15 minutos. Para ellos, la facturación reflejará el valor exacto de cada franja horaria. «Una planta que antes programaba su arranque a las 7:00 porque toda la hora era barata ahora puede cambiarlo a las 7:45 si ese cuarto es más económico. La optimización deja de ser aproximada y se vuelve quirúrgica», declaró Aníbal Martín Rolla , consultor energético de FEBO Energía , en conversación con Strategic Energy Europe .
Desde la perspectiva solar, las perspectivas son positivas, aunque cautelosas. Cristina Torres-Quevedo , directora financiera y regulatoria de UNEF , explicó que «el mercado de quince días proporcionará a las empresas una señal de precios más precisa y reducirá las desviaciones entre la generación programada y la real. Creemos que es positivo para los generadores y para el sistema, aunque aún es pronto para medir su impacto». En su opinión, esta dinámica también abre la puerta a estrategias de gestión más activas para los activos solares, con la posibilidad de liquidar más operaciones en determinados momentos y mejorar la rentabilidad en escenarios de mayor volatilidad.
El cambio a precios quincenales también representa un desafío para los operadores: el volumen de datos del mercado diario se cuadruplica. Los modelos de pronóstico, la medición remota y el software de optimización se vuelven indispensables para minoristas y agregadores que deben operar con precisión mecánica.
“Los márgenes de error se reducen al mínimo. Las empresas que no adapten sus modelos de previsión y gestión de la demanda asumirán riesgos innecesarios”, advirtió Rolla, enfatizando que la clave ya no reside simplemente en acceder al precio promedio, sino en aprovechar toda la curva de altibajos.
La otra cara del cambio reside en las oportunidades que crea para el almacenamiento y la gestión de la demanda. La carga de baterías en franjas horarias económicas y la descarga en franjas horarias caras, la reducción de los procesos industriales en tan solo un cuarto de hora para ahorrar miles de euros al año, y la integración de la flexibilidad en productos comercializables por parte de los agregadores encuentran un terreno fértil en este nuevo marco. «Con este sistema, la flexibilidad deja de ser un recurso secundario para convertirse en el activo principal del sistema», concluyó Rolla.
La medida responde a una obligación europea en virtud del Reglamento CACM. España se suma a la tendencia continental hacia mercados más granulares, un paso esencial para la integración de las energías renovables intermitentes y el refuerzo de la seguridad de suministro.
El lanzamiento del mercado cuatrimestral no es un simple cambio de calendario. Es un nuevo terreno de juego donde la competitividad dependerá de la capacidad de gestionar datos, anticipar precios y movilizar flexibilidad en tiempo real. Quienes actúen primero capitalizarán la transición; el resto se adaptará más tarde, probablemente con un coste mayor.
