La volatilidad de los mercados de energía vuelve a poner en primer plano la gestión del riesgo para los grandes consumidores y la industria electrointensiva. Las coberturas a distintos horizontes, junto con el autoconsumo y el almacenamiento con baterías, permiten reducir la exposición a los movimientos del mercado y aportar mayor previsibilidad a los costes de energía.
La edición número 69 del ciclo de webinars mensuales organizado por AleaSoft Energy Forecasting se celebró el 17 de septiembre de 2026. Oriol Saltó i Bauzà, Associate Partner en AleaSoft Energy Forecasting, repasó la evolución reciente de los mercados de energía europeos y las perspectivas para los próximos meses. Josefin Berg, Associate Director of Renewables Markets en S&P Global Energy, analizó la situación del almacenamiento de energía en Europa, su desarrollo esperado y los principales desafíos, además de los avances del autoconsumo. La edición en español incluyó también una mesa de análisis, con la participación de Francisco Valverde, profesional independiente especialista en desarrollo de energías renovables.
Un invierno de precios altos con reservas de gas por debajo de lo habitual
El punto de partida para la industria es exigente. Los precios del gas TTF en el mercado spot se sitúan en el entorno de los 80 €/MWh, niveles que no se veían desde diciembre de 2022, y los precios del Brent superan los 100 dólares por barril. Las restricciones en el estrecho de Ormuz mantienen tensionado el suministro de gas natural licuado, que Europa tiene que disputar con los mercados asiáticos, con un llenado de los almacenamientos europeos alrededor del 69% frente al 81% de las mismas fechas del año anterior, lejos del objetivo habitual del 90%.
La traslación a los mercados eléctricos ya es visible. Además, el verano dejó un aumento de la demanda eléctrica próximo al 7% en julio y al 4% en agosto en España, impulsado por las olas de calor y por el uso creciente de la climatización. Los futuros de electricidad recogen esa presión, con el cuarto trimestre de 2026 cotizando en el entorno de los 150 €/MWh en el mercado español, el primer trimestre de 2027 alrededor de 130 €/MWh y el conjunto de 2027 entre 90 y 95 €/MWh. En los mercados italiano y alemán las referencias para 2027 se sitúan claramente por encima.
Unas reservas de gas más bajas reducen además el margen de maniobra del sistema ante una ola de frío prolongada o ante un período de baja producción eólica. Menos flexibilidad disponible se traduce en mayor volatilidad de precios y en picos más pronunciados, un escenario que afecta de lleno a quien compra electricidad sin cobertura.
El objetivo de una cobertura no es ganarle al mercado
Durante la mesa de análisis se destacó que el objetivo de una estrategia de cobertura no debe ser intentar superar al mercado, sino evitar que movimientos inesperados de los precios tengan un impacto excesivo sobre los costes de la empresa. Es una diferencia de enfoque que condiciona todas las decisiones posteriores.
Una estrategia basada únicamente en comprar a mercado puede permitir aprovechar períodos de precios bajos, pero deja al consumidor completamente expuesto cuando la situación cambia. Del mismo modo, comenzar a realizar coberturas únicamente cuando los precios ya han subido limita su efectividad, porque la prima de riesgo ya está incorporada en las cotizaciones.
Por ello, una de las estrategias planteadas consiste en diversificar las coberturas entre distintos horizontes, combinando corto, medio y largo plazo y utilizando instrumentos como futuros, contratos bilaterales o PPA según las características y necesidades de cada consumidor. El objetivo es disponer de una estructura de costes compatible con el negocio y reducir la incertidumbre, no acertar sistemáticamente cuál será el mínimo del mercado. El razonamiento es simétrico para quien vende, ya que generadores y desarrolladores afrontan el riesgo contrario cuando los precios corrigen a la baja.
Del autoconsumo industrial a la batería
El desarrollo del autoconsumo industrial con baterías añade una nueva herramienta a esta gestión. Una instalación fotovoltaica permite reducir las compras de electricidad de la red durante las horas solares, pero su capacidad para continuar reduciendo el consumo llega a un límite cuando aumenta la generación excedentaria.
La batería permite almacenar esos excedentes y trasladarlos a otras horas del día, aumentando el porcentaje de autoconsumo y reduciendo las compras de electricidad precisamente en momentos en los que los precios pueden ser más elevados. También permite adaptar la carga y descarga a las señales horarias del mercado y, en determinados casos, reservar parte de su capacidad para participar en servicios de flexibilidad. El valor de esa flexibilidad ha crecido con los spreads intradiarios registrados en el mercado español durante el verano, con diferencias medias mensuales entre el precio mínimo y el máximo del día próximas a los 200 €/MWh.
Durante el webinar, AleaSoft Energy Forecasting presentó la experiencia de un estudio realizado para un gran consumidor industrial en el que la incorporación de una batería de cuatro horas permitió aumentar de forma significativa el aprovechamiento del autoconsumo. La optimización consistía en evitar la venta de excedentes fotovoltaicos durante las horas de precios bajos y utilizar esa energía posteriormente para cubrir el consumo en horas de mayor valor.
Además del ahorro en la compra de electricidad, las baterías industriales pueden abrir nuevas fuentes de ingresos o ahorro asociadas a la flexibilidad. Entre ellas se encuentra la posibilidad de participar en mecanismos como el SRAD, manteniendo energía almacenada que permita reducir temporalmente el consumo de la red sin afectar al proceso productivo.
Europa entra en la fase de despliegue del almacenamiento
En el contexto europeo, las previsiones presentadas por S&P Global Energy apuntan a que Europa instalará este año más de 30 GW de almacenamiento con baterías, prácticamente el doble que el año anterior, dentro de una ambición comunitaria de 200 GW de almacenamiento de energía en el horizonte de 2030. España se ha comprometido a incorporar 4000 MW entre 2026 y 2028 en el marco del primer acuerdo tripartito europeo, y cuenta ya con más de 2 GW de baterías tras el contador, una cifra que refleja el peso del autoconsumo en el mercado español.
No obstante, el ritmo de desarrollo seguirá condicionado por la bancabilidad. La financiación bancaria de proyectos de baterías avanza con prudencia, porque los ingresos dependen de la operación y del spread horario, y no solo del precio medio del mercado. La aprobación del pago por capacidad aporta una referencia de ingresos contratados que facilita el análisis de riesgo, igual que los contratos de tolling y los acuerdos con optimizadores. A largo plazo, la base de los ingresos de una batería seguirá siendo el arbitraje de energía, mientras que los servicios de ajuste ofrecen un espacio más limitado y con mayor riesgo de saturación.
La gestión conjunta del riesgo como factor decisivo
Coberturas, autoconsumo y almacenamiento de energía no son alternativas excluyentes. Forman parte de una misma estrategia de gestión del riesgo energético, y su valor aumenta cuando se diseñan de forma conjunta y con la misma visión de mercado. Ante mercados cada vez más volátiles y con mayores diferencias de precios entre horas, conocer el perfil de consumo, disponer de previsiones de energía fiables y optimizar conjuntamente las distintas herramientas puede resultar determinante para reducir costes y aumentar la estabilidad de los presupuestos de energía. La decisión que la industria tome en los próximos meses condicionará su competitividad durante los próximos años.
Deja tu comentario
Tu dirección de correo electrónico no será publicada. Todos los campos son obligatorios