Spreads eléctricos en máximos de 2026: ¿cuánto capturan las baterías?
El spread eléctrico español marca su nivel más alto de 2026
El spread intradiario de una hora del mercado eléctrico español, es decir, la diferencia entre el precio horario más alto y el más bajo de cada jornada, alcanzó en agosto de 2026 un promedio de 195,29 €/MWh, el nivel mensual más elevado del año. Esta cifra contrasta con los 121,78 €/MWh de media acumulada en lo que va de 2026 y confirma una escalada prácticamente ininterrumpida desde los 61,90 €/MWh registrados en enero.
Según los datos de Alea Energy DataBase, recogidos por AleaSoft Energy Forecasting, este incremento progresivo responde en gran medida al avance de la producción fotovoltaica, que hunde los precios en las horas centrales del día mientras la demanda vespertina mantiene elevados los precios en las horas de mayor consumo. El resultado es una brecha cada vez mayor entre las horas más baratas y las más caras de cada jornada, un escenario que en teoría amplía las oportunidades para el almacenamiento energético con baterías.
Del spread teórico a los ingresos reales de una batería BESS
Sin embargo, trasladar directamente estos spreads a los ingresos de un proyecto de almacenamiento con baterías (BESS) puede llevar a sobreestimar su rentabilidad. El spread representa una oportunidad de mercado, no un ingreso garantizado. Entre ambos conceptos se sitúa la operación real de la batería, condicionada por su duración, su eficiencia, su disponibilidad y, sobre todo, por la calidad de las previsiones de precios y de la estrategia de operación empleada.
Para dimensionar esta diferencia, AleaSoft toma como ejemplo una batería de 1 MW y cuatro horas de duración que realiza un ciclo diario completo. En 2025, la suma anual del spread diario de una hora en España alcanzó 35.931 €/MWh, que multiplicado por los 4 MWh de una descarga completa arroja un techo teórico de 143.724 €/MW al año. Se trata, no obstante, de una cifra puramente teórica que ninguna batería real puede capturar de forma íntegra.
La duración de la batería reduce el spread capturable
La primera limitación tiene que ver con la propia duración del activo. El spread de una hora recoge la diferencia entre el precio más alto y el más bajo del día, pero una batería de cuatro horas necesita cargar y descargar durante varias horas consecutivas. Su referencia real es, por tanto, la diferencia entre el precio medio de las cuatro horas más caras y el de las cuatro horas más baratas.
En España, este efecto redujo en torno a un 15% el spread potencial en 2025, una merma inferior al 18% registrado en Alemania. La explicación está en la forma característica de la curva horaria española, con un valle solar relativamente amplio y plano en las horas centrales del día, que facilita capturar un spread más próximo al máximo teórico.
Eficiencia y previsión de precios: las variables que marcan la diferencia
El rendimiento del ciclo de carga y descarga es otro factor determinante, aunque su impacto económico no es directamente proporcional a la eficiencia nominal. Asumir que una batería con un rendimiento del 85% pierde directamente el 15% del spread es incorrecto: para vender 1 MWh con esa eficiencia, la batería necesita comprar aproximadamente 1,176 MWh, por lo que el coste real de la ineficiencia depende del precio al que se realiza la carga.
- Con un precio de carga de 40 €/MWh, la penalización por eficiencia se sitúa en torno a 7,1 €/MWh.
- Con un precio de carga de 20 €/MWh, se reduce a unos 3,5 €/MWh.
- Con un precio de carga de 5 €/MWh, cae por debajo de 1 €/MWh.
Este matiz resulta especialmente relevante en España, donde el aumento de la producción fotovoltaica multiplica las horas con precios muy bajos, nulos o incluso negativos. Cuando el precio es negativo, la energía adicional necesaria por las pérdidas del ciclo deja de ser un coste y pasa a generar ingresos por el propio consumo.
La previsión de precios, clave para no perder valor
Los cálculos realizados a partir de series históricas parten de un supuesto de conocimiento perfecto, con las horas de mayor y menor precio conocidas de antemano. En la operación real esto no ocurre: las decisiones de carga y descarga deben tomarse a partir de previsiones de precios, y el máximo o el mínimo real del día puede producirse antes o después de lo esperado.
Disponer de previsiones de calidad y de una estrategia de optimización adecuada tiene un impacto directo sobre los ingresos, y esta capacidad de anticipación será cada vez más determinante a medida que más baterías compitan por las mismas horas.
A estos factores se suma la disponibilidad real del activo, condicionada por operaciones de mantenimiento, paradas programadas y posibles indisponibilidades técnicas, que reducen aún más la distancia entre el spread teórico y el ingreso final capturado por el proyecto.
Una señal estructural más que un episodio puntual
El contexto de spreads elevados en el mercado eléctrico español no debe interpretarse como un episodio aislado de volatilidad, sino como el reflejo de una transformación estructural del sistema eléctrico impulsada por el avance de las renovables. Cuanto mayor sea la capacidad instalada de baterías, bombeo hidroeléctrico, gestión activa de la demanda e interconexiones, mayor será la capacidad del sistema para absorber generación renovable, lo que a medio plazo podría moderar estos spreads sin eliminar el valor del almacenamiento como herramienta de flexibilidad.
Para los promotores e inversores en almacenamiento, el mensaje de fondo es claro: los spreads elevados abren una ventana de oportunidad real para el arbitraje con baterías, pero solo una modelización rigurosa de la duración del activo, su eficiencia real y la calidad de las previsiones de precios permite estimar con precisión qué parte de ese valor de mercado se convierte finalmente en ingresos del proyecto.