El diferencial intradiario medio de una hora en el mercado eléctrico español alcanzó los 215,37 €/MWh en septiembre de 2026, frente a los 195,29 €/MWh registrados en agosto y los 61,90 €/MWh de enero. Así lo recoge un análisis publicado por AleaSoft Energy Forecasting (Aleasoft), que examina las oportunidades económicas del almacenamiento con baterías y los efectos que podría tener el crecimiento de esta tecnología sobre los precios de la electricidad.

Según la consultora, el incremento de los diferenciales horarios favorece actualmente las oportunidades de arbitraje energético, una de las principales fuentes de ingresos de los sistemas de almacenamiento con baterías (BESS). Sin embargo, advierte de que estas condiciones podrían cambiar a medida que aumente la capacidad instalada y las propias baterías contribuyan a reducir las diferencias entre los precios máximos y mínimos del mercado.

El análisis, elaborado a partir de datos del operador del mercado eléctrico OMIE, identifica un incremento del 10% en el diferencial intradiario medio entre agosto y septiembre.

Fuente: Elaborado por Alea Energy DataBase a partir de datos de OMIE.

El crecimiento de la energía solar amplía las oportunidades de arbitraje

AleaSoft explica que la creciente penetración de generación fotovoltaica está modificando la estructura horaria de los precios eléctricos en España.

Durante las horas centrales del día, una mayor producción solar puede reducir los precios de la electricidad, mientras que estos tienden a aumentar durante la tarde y la noche, cuando disminuye la generación fotovoltaica.

Esta diferencia permite que las baterías almacenen electricidad durante los periodos de menor precio y la vendan posteriormente cuando su valor en el mercado es superior.

No obstante, la consultora señala que el diferencial intradiario representa una oportunidad teórica de arbitraje y no equivale directamente a los ingresos obtenidos por una instalación.

La rentabilidad efectiva depende de factores como la duración del sistema, la eficiencia de los ciclos de carga y descarga, la degradación de las baterías y las restricciones operativas.

La incorporación de nuevas baterías podría reducir los diferenciales de precios

Uno de los principales aspectos analizados por AleaSoft es el denominado efecto de canibalización del almacenamiento, que se produce cuando el funcionamiento de las propias baterías modifica las condiciones del mercado de las que dependen sus ingresos.

Cuando los sistemas BESS cargan durante las horas de menor precio, incrementan la demanda eléctrica en esos periodos. Por el contrario, al descargar durante las horas más caras, aumentan la oferta disponible.

Ambos comportamientos pueden contribuir a reducir las diferencias entre los precios horarios y, por tanto, limitar las oportunidades de arbitraje a medida que crece la capacidad de almacenamiento.

La consultora recuerda que el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico anunció en diciembre de 2025 la selección de 126 proyectos de almacenamiento, que, una vez ejecutados, aportarían 2,2 GW de potencia y 9,4 GWh de capacidad energética.

Estas cifras corresponden a proyectos seleccionados en una convocatoria de ayudas cofinanciada con fondos FEDER y comprenden diferentes tecnologías de almacenamiento. No representan capacidad actualmente instalada.

AleaSoft plantea la necesidad de analizar escenarios hipotéticos de penetración de baterías de 10, 20 y 30 GWh para estudiar cómo podrían evolucionar los precios horarios y los ingresos del almacenamiento.

La compañía puntualiza que una mayor presencia de baterías no implica necesariamente la desaparición de los diferenciales, ya que la evolución de las renovables, la electrificación de la demanda y otros cambios en el sistema eléctrico también influirán en la volatilidad de los precios.

La evolución de los ingresos condicionará la financiación de los proyectos BESS

El análisis advierte de que utilizar los diferenciales de precios observados en 2026 para proyectar ingresos hasta 2035 podría generar estimaciones que no reflejen las futuras condiciones del mercado.

En particular, AleaSoft señala que las entidades financieras necesitan evaluar la capacidad de los proyectos para generar ingresos suficientes durante el periodo de amortización de la deuda, incluyendo escenarios de mercado menos favorables.

Para ello, considera necesario utilizar previsiones horarias de precios eléctricos a largo plazo que tengan en cuenta la evolución de la generación renovable, el almacenamiento, la demanda, las interconexiones y otras tecnologías del sistema.

La consultora destaca que este análisis resulta especialmente relevante para los proyectos expuestos a ingresos merchant, es decir, aquellos que dependen en mayor medida de los precios del mercado eléctrico.

Los contratos de tolling y otros acuerdos que aseguran una parte de los ingresos pueden reducir esa exposición, aunque los ingresos no contratados siguen sujetos a la evolución del mercado.

Asimismo, AleaSoft recuerda que los servicios de ajuste y otros mecanismos de flexibilidad pueden complementar los ingresos por arbitraje, si bien también están expuestos a sus propias condiciones de competencia.

Las baterías hibridadas con fotovoltaica también deberán adaptar sus modelos de ingresos

El estudio señala que la evolución de los diferenciales de precios también podría afectar a los proyectos de almacenamiento hibridados con instalaciones solares fotovoltaicas, aunque sus condiciones de operación difieren de las de las baterías independientes.

En estas instalaciones, el almacenamiento permite desplazar parte de la producción solar desde las horas de menor precio hacia periodos de mayor valor económico y, en determinadas circunstancias, reducir los vertidos de energía.

Sin embargo, los ingresos dependerán del perfil de generación fotovoltaica, la capacidad de almacenamiento, las condiciones del punto de conexión y las restricciones de evacuación.

Por ello, AleaSoft considera necesario evaluar conjuntamente la producción renovable, los precios horarios previstos y la operación de la batería durante toda la vida útil del proyecto.

También señala que el dimensionamiento de los sistemas BESS debe responder a perspectivas de largo plazo, ya que una configuración que maximice los ingresos en las condiciones actuales no necesariamente ofrecerá los mejores resultados económicos en futuros escenarios de mercado.

Los precios de 2035, un factor para las decisiones de inversión

AleaSoft concluye que el aumento de los diferenciales observado durante 2026 está generando oportunidades para el almacenamiento, pero la viabilidad financiera de los proyectos dependerá de los ingresos que puedan mantener cuando exista una mayor penetración de baterías.

La consultora considera que las previsiones de precios horarios a largo plazo y el análisis de escenarios alternativos serán elementos necesarios para determinar la rentabilidad y la capacidad de financiación de los proyectos.

De esta manera, el crecimiento del almacenamiento en el mercado eléctrico español podría modificar progresivamente las oportunidades económicas que actualmente favorecen su desarrollo, lo que obligará a promotores, inversores y entidades financieras a incorporar estos cambios en sus evaluaciones.