La escasa coincidencia entre los días con mayores diferencias intradiarias de precios en España y los principales mercados eléctricos del centro y norte de Europa abre nuevas oportunidades para diversificar las carteras de almacenamiento energético.
Las distintas dinámicas que determinan los precios en cada región hacen que las mejores jornadas para el arbitraje con baterías no se produzcan simultáneamente. Para los inversores con activos distribuidos entre varios países, esta baja sincronización puede ayudar a repartir las oportunidades de ingresos y reducir la exposición a episodios concretos del mercado.
La energía solar marca los precios en España
La elevada penetración fotovoltaica condiciona el comportamiento del mercado eléctrico español. Durante gran parte del año, la producción solar reduce los precios en las horas centrales del día y genera un valle recurrente al mediodía.
En Alemania, Reino Unido y los países nórdicos, los precios responden en mayor medida a la variabilidad de la generación eólica, los cambios en la demanda y los periodos de baja producción renovable.
Estas diferencias provocan que cada región registre sus mayores spreads intradiarios en momentos distintos. El spread TB1 representa la diferencia entre el precio horario máximo y el mínimo registrado durante una misma jornada.
España presenta una baja sincronización con Europa
Entre 2023 y 2025, solo alrededor del 16 % de las jornadas incluidas entre el 10 % de días con mayores spreads coincidieron entre España y Alemania.
La coincidencia fue todavía menor entre España y Reino Unido, con aproximadamente un 13 %, mientras que con los mercados nórdicos se situó cerca del 17 %.
En contraste, Alemania y los países nórdicos compartieron alrededor del 32 % de sus jornadas con mayores spreads. Entre Alemania y Reino Unido, la coincidencia alcanzó aproximadamente el 25 %.
Los datos reflejan una sincronía considerablemente mayor entre los mercados del centro y norte de Europa que entre estos y España.
Una oportunidad para diversificar las inversiones
Para los fondos con baterías distribuidas por Europa, esta baja correlación temporal representa una ventaja. Los días más rentables para el arbitraje en España normalmente no coinciden con las principales oportunidades de Alemania, Reino Unido o los países nórdicos.
Incorporar proyectos españoles a una cartera concentrada en el norte de Europa permite sumar un patrón de precios condicionado por la energía solar. De manera inversa, añadir activos centroeuropeos a una cartera española reduce la dependencia de las fluctuaciones asociadas con la generación fotovoltaica.
Esta complementariedad puede resultar determinante para distribuir las inversiones, diseñar proyectos híbridos y asignar capital a nuevas instalaciones de baterías.
La descorrelación gana peso en el diseño de carteras
La diversificación geográfica no solo permite repartir la exposición regulatoria y las fluctuaciones de precios entre diferentes países. También distribuye a lo largo del tiempo las oportunidades de generar ingresos mediante el almacenamiento.
La evolución de estos patrones dependerá del crecimiento de la energía solar y eólica, el despliegue de nuevas baterías, la demanda eléctrica y la capacidad de las interconexiones europeas.
AleaStorage, división de AleaSoft Energy Forecasting, señala que la descorrelación temporal debería incorporarse como un criterio adicional al evaluar carteras de baterías, junto con la rentabilidad esperada y los riesgos específicos de cada activo.
La compañía analiza proyectos independientes e híbridos mediante estimaciones de ingresos en los mercados eléctricos y servicios de ajuste, además de escenarios de spreads y volatilidad a largo plazo en diferentes países europeos.