AleaSoft Energy Forecasting apunta a una gestión conjunta del riesgo para reducir la exposición de los grandes consumidores a los precios del gas y la electricidad
La volatilidad de los mercados energéticos vuelve a situar la gestión del riesgo entre las principales preocupaciones de la industria y los grandes consumidores de electricidad. AleaSoft Energy Forecasting señala que combinar coberturas en distintos horizontes con autoconsumo fotovoltaico y almacenamiento mediante baterías puede limitar la exposición a los movimientos del mercado y aportar mayor estabilidad a los costes energéticos.
La edición número 69 del ciclo mensual de webinars de AleaSoft Energy Forecasting, celebrada el 17 de septiembre, analizó la evolución reciente de los mercados europeos y las perspectivas para los próximos meses.
Oriol Saltó i Bauzà, Associate Partner de AleaSoft Energy Forecasting, repasó la situación de los mercados de energía, mientras que Josefin Berg, Associate Director of Renewables Markets de S&P Global Energy, abordó las perspectivas del almacenamiento en Europa, sus principales retos y la evolución del autoconsumo. La edición en español incorporó además una mesa de análisis con Francisco Valverde, profesional independiente especializado en desarrollo de energías renovables.
Algunos de los principales ponentes confirmados
- Oriol Saltó i Bauzà, Associate Partner de AleaSoft Energy Forecasting.
- Josefin Berg, Associate Director of Renewables Markets de S&P Global Energy.
- Francisco Valverde, profesional independiente especializado en desarrollo de energías renovables.
Estos son algunos de los especialistas que participaron en el webinar dedicado a analizar la volatilidad energética, el almacenamiento y las estrategias disponibles para reducir el riesgo de los grandes consumidores.
Un invierno marcado por precios elevados y menores reservas de gas
El escenario para la industria sigue siendo exigente. Los precios spot del gas TTF se sitúan alrededor de los 80 €/MWh, niveles que no se observaban desde diciembre de 2022, mientras que el Brent supera los 100 dólares por barril.
Las restricciones en el estrecho de Ormuz mantienen además tensionado el suministro de gas natural licuado. Europa debe competir con los mercados asiáticos en un momento en el que el nivel de llenado de los almacenamientos europeos ronda el 69%, frente al 81% registrado en las mismas fechas del año anterior y por debajo del objetivo habitual del 90%.
Esta situación ya se está trasladando a los mercados eléctricos. En España, la demanda de electricidad aumentó cerca de un 7% en julio y aproximadamente un 4% en agosto, impulsada por las olas de calor y el mayor uso de sistemas de climatización.
Los mercados de futuros recogen también esta presión. El cuarto trimestre de 2026 cotiza en torno a 150 €/MWh en España, mientras que el primer trimestre de 2027 se sitúa alrededor de 130 €/MWh y el conjunto del próximo año entre 90 y 95 €/MWh. Las referencias para 2027 son superiores en Alemania e Italia.
Un menor nivel de reservas de gas reduce también la capacidad de respuesta ante una ola de frío prolongada o un periodo de baja producción eólica. La reducción de la flexibilidad disponible puede traducirse en una mayor volatilidad y en picos de precios más pronunciados, afectando especialmente a los consumidores que compran electricidad sin cobertura.
El objetivo de una cobertura no es acertar el precio mínimo
Uno de los puntos abordados durante la mesa fue el enfoque que debe seguir una estrategia de cobertura. Su finalidad no consiste en superar sistemáticamente al mercado, sino en impedir que movimientos inesperados de precios tengan un impacto excesivo sobre los costes de la empresa.
Comprar exclusivamente en el mercado permite beneficiarse de periodos de precios reducidos, pero deja al consumidor completamente expuesto cuando las condiciones cambian. Del mismo modo, empezar a contratar coberturas únicamente cuando los precios ya han aumentado limita su efectividad, ya que la prima de riesgo está entonces incorporada en las cotizaciones.
Una de las alternativas consiste en distribuir las coberturas entre distintos horizontes y combinar corto, medio y largo plazo mediante instrumentos como futuros, contratos bilaterales o PPA, en función del perfil y las necesidades de cada empresa.
El objetivo es conseguir una estructura de costes compatible con la actividad industrial y reducir la incertidumbre presupuestaria. El mismo principio se aplica en sentido inverso a productores y desarrolladores, que afrontan el riesgo de una caída de precios.
Del autoconsumo industrial al almacenamiento con baterías
La combinación de autoconsumo fotovoltaico y baterías incorpora una herramienta adicional para controlar los costes energéticos.
Una instalación solar permite disminuir las compras a la red durante las horas de producción fotovoltaica. Sin embargo, cuando aparecen excedentes, la capacidad para seguir reduciendo las compras eléctricas alcanza un límite.
Las baterías permiten almacenar esa electricidad y trasladarla a otros momentos del día. De esta forma, aumenta el porcentaje de autoconsumo y se reduce la necesidad de adquirir energía precisamente durante franjas en las que los precios pueden ser superiores.
La carga y descarga puede adaptarse también a las señales horarias del mercado y, en determinados casos, reservar una parte de la capacidad para prestar servicios de flexibilidad.
Este valor ha aumentado con los spreads intradiarios registrados durante el verano en España, con diferencias medias mensuales entre el precio mínimo y máximo diario próximas a los 200 €/MWh.
Durante el webinar, AleaSoft presentó un estudio desarrollado para un gran consumidor industrial. La incorporación de una batería de cuatro horas permitió elevar de forma significativa el aprovechamiento del autoconsumo al evitar la venta de excedentes fotovoltaicos durante las horas de menor precio y utilizarlos posteriormente para cubrir el consumo cuando la energía tenía un valor superior.
Además del ahorro en las compras eléctricas, las baterías industriales pueden generar nuevas oportunidades asociadas a la flexibilidad. Entre ellas figura la participación en mecanismos como el SRAD, manteniendo energía almacenada para reducir temporalmente el consumo de la red sin interferir en el proceso productivo.
Europa acelera el despliegue del almacenamiento
Las previsiones presentadas por S&P Global Energy apuntan a que Europa instalará durante este año más de 30 GW de almacenamiento con baterías, prácticamente el doble que el ejercicio anterior.
Esta evolución se enmarca en una ambición comunitaria de alcanzar 200 GW de almacenamiento de energía en 2030.
España se ha comprometido a incorporar 4.000 MW entre 2026 y 2028 dentro del primer acuerdo tripartito europeo y cuenta ya con más de 2 GW de baterías detrás del contador, una cifra que refleja el peso que está adquiriendo el autoconsumo en el mercado nacional.
El ritmo de desarrollo, sin embargo, seguirá condicionado por la bancabilidad. La financiación bancaria avanza con cautela porque los ingresos de una batería dependen de su estrategia de operación y de los spreads horarios, y no únicamente del precio medio de la electricidad.
La aprobación del pago por capacidad introduce una referencia de ingresos contratados que puede facilitar el análisis de riesgo, al igual que estructuras privadas como los tolling agreements o los acuerdos con optimizadores.
A largo plazo, AleaSoft considera que el arbitraje energético continuará siendo la principal base de ingresos de una batería, mientras que los servicios de ajuste presentan un mercado más limitado y con un mayor riesgo de saturación.
Una estrategia conjunta para reducir el riesgo energético
Coberturas, autoconsumo y almacenamiento no deben entenderse necesariamente como soluciones alternativas. Pueden formar parte de una única estrategia de gestión del riesgo energético.
Su valor aumenta cuando se diseñan conjuntamente a partir de una misma visión del mercado, el perfil de consumo de la industria y previsiones coherentes de precios.
En un escenario caracterizado por una mayor volatilidad y amplias diferencias entre horas, conocer con precisión la demanda, disponer de previsiones fiables y optimizar la combinación de estas herramientas puede resultar decisivo para contener costes y estabilizar los presupuestos energéticos.
AleaStorage y el dimensionamiento de baterías industriales
AleaStorage, la división de AleaSoft Energy Forecasting especializada en almacenamiento, analiza baterías y proyectos de hibridación tanto stand-alone como combinados con instalaciones renovables.
Sus servicios incluyen estimaciones de ingresos en mercados de energía y servicios de ajuste, análisis de hibridación, evaluación de ingresos procedentes de los mercados de capacidad y modelización de escenarios de precios y volatilidad a largo plazo.
Para los consumidores industriales, estos análisis permiten determinar el tamaño de la batería, diseñar su estrategia de carga y descarga y cuantificar el potencial ahorro frente a la compra directa de electricidad en el mercado.
