El almacenamiento energético comienza a perfilarse como una de las grandes oportunidades del nuevo modelo de mercado eléctrico español. La evolución de los precios horarios y la creciente penetración de renovables generan condiciones propicias para esta tecnología, así lo aseguró la presidenta del Operador del Mercado Ibérico de Energía (OMIE), Carmen Becerril Martínez.
“El spread entre horas prácticamente ha subido un 25% entre el año 24 y el año 25”, advirtió la directiva. Esta diferencia entre los precios más bajos y más altos del día es lo que, en su visión, “es un dato muy alentador para el desarrollo del almacenamiento futuro”.
Durante su presentación en el Congreso de APPA Renovables, Becerril destacó que el nuevo escenario de precios no solo genera tensión para los productores renovables, sino también una apertura clara para la inversión en tecnologías de flexibilidad.
“Prácticamente las horas centrales del día son un 40% inferiores al precio medio, mientras que las horas punta de la tarde están un 75% por encima del mismo valor”, detalló.
El fenómeno responde a una transformación profunda en la curva de demanda y oferta, acentuada por la masiva incorporación de renovables.
“Son 7000 MW fotovoltaicos integrados en el sistema y 1300 MW eólicos año contra año. Este fenómeno ha distorsionado el patrón tradicional de precios, la punta, el llano y el valle clásicos ya no existen”, remarcó Becerril.
En ese contexto, el mercado español ha introducido una de sus herramientas más esperadas: el mercado de cuarto horario, una innovación que permite una programación más precisa y una mejor respuesta ante la volatilidad. Desde marzo de 2025 se integró en el mercado intradiario y, desde octubre, en el mercado diario.
“El sector renovable debería ser el mayor beneficiario de la flexibilidad que puede dar una oferta cuarto horario”, sostuvo la presidenta de OMIE.
Esta herramienta, que multiplica los periodos diarios de programación de 24 a 96, ha demostrado un impacto concreto. Aunque se esperaba un aumento exponencial de las operaciones intradiarias, “las ofertas han aumentado, pero no se han multiplicado por cuatro; ni siquiera por tres”, indicó Becerril,
La flexibilidad cobra aún más relevancia ante la presión de los precios negativos. OMIE registró el primer precio negativo en el mercado diario el 1 de abril de 2024, y desde entonces se han intensificado, sobre todo en el segundo trimestre de cada año. En mayo de 2025, el precio más bajo alcanzó los -15 euros/MWh, marcando un hito preocupante para los generadores.
En 2024 y 2025, los precios cero o negativos representaron cerca del 10% de las horas negociadas, un dato sin precedentes en el mercado español.A ello se suma el fenómeno de los vertidos económicos, particularmente en tecnologías solares y eólicas.
“Un 21% de la energía fotovoltaica que ofertó en el mercado en mayo no pudo entrar, a pesar de hacerlo con precios inferiores a 5 euros/MWh”, afirmó. Mientras que en el caso de la eólica, la cifra también fue del 20% para ese mismo mes.
Y cabe aclarar que dichos vertimientos no se debieron a restricciones técnicas sino a ausencia de demanda suficiente, pese a los bajos precios.
A nivel técnico, las restricciones del operador del sistema fueron relativamente menores en mayo: 1,31% en fase 1 y 0,97% en tiempo real para la fotovoltaica, y 0,43% y 0,37% respectivamente para la eólica. Sin embargo, en los meses de verano las limitaciones crecieron, superando el 10% en fase 1 y el 5% en fase 2, lo cual genera todavía más presión sobre las instalaciones renovables.
Otro dato revelador es el precio capturado por tecnología: mientras que la eólica logró mantener una media de 62 euros/MWh, la fotovoltaica cayó hasta los 34 euros/MWh.
“Estos valores hablan por sí mismos”, comentó la directiva, especialmente considerando que buena parte de estas plantas no cuenta con contratos PPA, y vende directamente al mercado spot.
La desconexión entre generación y demanda se refleja también en el comportamiento del consumo. “La demanda creció un 3% en 2024, pero en el año móvil se ha reducido ligeramente a un 2,1%”, señaló Becerril, remarcando la importancia de seguir fortaleciendo la demanda para poder absorber la generación renovable.
En cuanto a la expectativa de precios, los mercados de futuros anticipan una caída significativa para el segundo trimestre de 2026, con precios de mercado que rondan los 28 a 29 euros/MWh en abril y mayo, y un cierre de año en torno a 58 euros/MWh.
Ante este panorama, la electrificación y el almacenamiento se posicionan como ejes estratégicos. “Si hay que instalarse en algún sitio, probablemente España no es una mala opción si la comparamos con otros mercados europeos”, concluyó Carmen Becerril Martínez.
En est contexto del mercado, Future Energy Summit (FES) Iberia – Renewables & Storage 2026, que se celebrará el 12 de febrero en Madrid, se perfila como una plataforma estratégica para consolidar estas oportunidades de almacenamiento.
El encuentro marca la primera etapa de la gira internacional de FES para 2026, reunirá a representantes de alto nivel del sector público y privado para debatir modelos de negocio, avances regulatorios y proyectos de integración tecnológica centrados en la flexibilidad del sistema eléctrico. Entre los participantes ya confirmados figuran Carmen López Ocón del IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía), Álvaro Pérez de Lema de la Mata, CEO de Saeta Yield, Rocío Sicre de EDP Renewables y Raúl García Posada de ASEALEN, entre otros líderes del ecosistema renovable y de almacenamiento.
