La flexibilidad, nueva variable estratégica de los mercados eléctricos Los mercados de la electricidad se asientan sobre dos realidades. La primera es la de los precios, que fluctúan de una hora a otr

La flexibilidad, nueva variable estratégica de los mercados eléctricos

Los mercados de la electricidad se asientan sobre dos realidades. La primera es la de los precios, que fluctúan de una hora a otra y ahondan las diferencias, los spreads, entre periodos de abundancia y de escasez. La segunda es física: la capacidad real de un sistema para almacenar la energía cuando es excedentaria y restituirla cuando falta. Cuanto más pesan las renovables intermitentes en el mix, más ligadas están ambas dimensiones. El almacenamiento se convierte en el punto de unión entre la señal de precio y la disponibilidad efectiva.

La decisión adoptada en Italia el 24 de septiembre de 2026 ilumina ese vínculo. Mediante su resolución 332/2026, un documento de once páginas, la autoridad de regulación de la energía, Arera, fijó los parámetros de la próxima subasta Macse, el mecanismo nacional de aprovisionamiento de capacidades de almacenamiento. El techo de prima pasa de 22.000 a 27.000 euros por MWh, esto es, un aumento de 5.000 euros, cerca del 23 %. La subasta corresponde a un año de entrega 2029.

Un swap entre spreads de mercado y renta garantizada

La lógica del mecanismo

El funcionamiento de Macse ayuda a comprender el alcance de esta revisión. Una oferta presentada a la subasta equivale a fijar el precio de un intercambio financiero: el operador recibe una prima fija durante quince años. En contrapartida, renuncia a los ingresos comerciales que su batería habría obtenido de la capacidad comprometida en el dispositivo.

Esos ingresos proceden en lo esencial del arbitraje, es decir, de la capacidad de comprar o almacenar la electricidad cuando es barata y de restituirla después cuando es cara. En otras palabras, los spreads. Macse transforma una exposición volátil a las diferencias de precio en una renta contractual y previsible. El Estado compra la disponibilidad física del almacenamiento y recupera a cambio el valor de mercado asociado a ella.

Lo que dice la elevación del techo

Elevar el techo equivale a aceptar pagar más caro ese seguro. Caben varias lecturas, sin que ninguna quede resuelta por los elementos disponibles. La primera se refiere a los costes: los de financiación, equipos o conexión pudieron hacer que el antiguo techo resultara insuficiente para atraer suficientes ofertas. La segunda obedece a una reevaluación del arbitraje. Si los promotores de proyectos anticipan spreads más amplios o más frecuentes en el horizonte de 2029, los ingresos a los que renuncian ganan valor. La compensación exigida aumenta entonces de forma mecánica.

En ambos casos, la conclusión es la misma: el precio de la flexibilidad apunta a la baja. Para un regulador, el techo de prima traduce su propensión a pagar para garantizar la disponibilidad física futura del sistema. Elevarlo cerca de una cuarta parte envía una señal clara sobre la escasez percibida de ese recurso.

De la señal de precio al indicador físico

El ángulo de la correlación entre cotizaciones de referencia y disponibilidad física encuentra aquí una ilustración concreta. En los mercados del gas o del petróleo, los niveles de existencias regionales sirven clásicamente como indicador adelantado: unas reservas bajas anuncian tensiones en los precios y un ensanchamiento de las diferencias entre zonas o entre vencimientos. En la electricidad, el almacenamiento desempeña un papel comparable. Pero se construye mediante decisiones de inversión plurianuales, y no mediante inyecciones estacionales.

Es ahí donde mecanismos como Macse adquieren carácter estructurante. Al asegurar capacidades de almacenamiento a quince años, fijan por anticipado una parte de la disponibilidad física de la red. También pueden contribuir, a la larga, a recortar los spreads de los que las baterías extraen su valor. La paradoja es conocida por los analistas: cuanto más se desarrolla el almacenamiento, más comprime las diferencias que lo hacen rentable sobre una base puramente mercantil. Una prima fija de largo plazo permite salir de ese círculo, a cambio de una transferencia de riesgo hacia la colectividad.

Más allá de las baterías: el reto del rendimiento físico

El aire comprimido, un almacenamiento de larga duración

La cuestión de la disponibilidad no se limita a las baterías. Unos trabajos realizados por un equipo de la Universidad de Tecnología de Hunan, en China, versan sobre el almacenamiento de energía por aire comprimido (CAES) en cavidades subterráneas. Los investigadores estudiaron cómo distintas estrategias de inyección de aire modifican el comportamiento termodinámico y el rendimiento de almacenamiento de esas cavidades.

El estudio integra dos fenómenos a menudo simplificados. Por un lado, las transferencias de calor durante el transporte del aire en el pozo. Por otro, los intercambios térmicos entre la cavidad y la roca circundante. Principal enseñanza: un aumento de los caudales de inyección mejora la eficiencia del almacenamiento.

Por qué es estratégico

Este resultado técnico tiene un alcance económico. El valor de un activo de almacenamiento frente a los spreads depende de la cantidad de energía almacenada, pero también de la parte efectivamente restituida. Cada ganancia de rendimiento mejora la economía del arbitraje y reduce el nivel de apoyo público necesario para hacer viable un proyecto. En un entorno en el que los techos de prima suben, la optimización operativa se convierte en una palanca de competitividad por derecho propio.

El CAES sigue siendo, por lo demás, una tecnología de almacenamiento masivo y de larga duración, complementaria de las baterías. Para los sistemas eléctricos confrontados a desequilibrios de varios días, y no de unas pocas horas, estas soluciones podrían desempeñar un papel análogo al de las reservas estratégicas en los mercados de hidrocarburos.

Una demanda bajo presión, un contexto macroeconómico cargado

Esta revalorización de la flexibilidad se inscribe en un contexto más amplio. Las inversiones anunciadas en inteligencia artificial alcanzarían los 10.300 millones de dólares en siete años. Para Léa Dauphas, economista jefa de TAC Economics, esta revolución tecnológica debe reubicarse en un conjunto de factores que se autoamplifican: rivalidades estratégicas entre grandes potencias y fin de las políticas monetarias convencionales. Para los sistemas energéticos, una oleada semejante de inversiones plantea la cuestión de la capacidad de las redes para absorber una demanda nueva y concentrada. Refuerza así el valor de todo recurso capaz de equilibrar la oferta y la demanda en tiempo real.

Lo que hay que vigilar

Tres puntos merecerán una atención particular en los próximos meses. En primer lugar, los resultados de la subasta Macse con entrega en 2029: un precio de equilibrio cercano al nuevo techo confirmaría la tensión sobre el coste de la flexibilidad, mientras que un precio netamente inferior relativizaría el diagnóstico. En segundo lugar, la eventual difusión de mecanismos comparables a otros mercados europeos, que institucionalizaría el intercambio entre spreads volátiles y rentas garantizadas. Por último, la traducción industrial de los avances en el almacenamiento de larga duración, cuyo rendimiento físico condicionará su lugar en el mix.

Se desprende una tendencia: la disponibilidad física se convierte en un activo que los reguladores compran a plazo, a un precio que sube. Las cotizaciones de referencia siguen siendo el termómetro del mercado. Pero las capacidades de almacenamiento contractualizadas dibujan ya la estructura de las tensiones venideras.

Este artículo ha sido redactado con la asistencia de la inteligencia artificial y verificado por nuestro equipo editorial.