Una simulación con precios eléctricos de 2026 muestra el potencial de la flexibilidad de la demanda, en un mercado que acumuló 936 horas con precios cero o negativos durante los nueve primeros meses del año.
La industria podría reducir un 25,4% el coste de la energía adquirida al precio del mercado diario si consiguiera desplazar el 20% de su consumo hacia las horas más económicas, según una simulación realizada por AleaSoft Energy Forecasting con datos del mercado eléctrico español correspondientes a 2026. El análisis pone de manifiesto las oportunidades que ofrecen las diferencias entre los precios horarios para las empresas con capacidad de adaptar sus procesos productivos.
El estudio compara el coste energético de un consumidor industrial con un perfil de demanda constante frente a otros escenarios en los que se traslada el 10% o el 20% del consumo diario a las horas con menores precios.
Los resultados muestran que la gestión flexible de la demanda puede generar ahorros en el componente de energía del mercado diario. No obstante, AleaSoft advierte de que el potencial económico depende de las características de cada instalación, sus restricciones operativas y las condiciones de contratación del suministro eléctrico.
La simulación utiliza precios históricos y no constituye una previsión de ahorro aplicable automáticamente a cualquier consumidor industrial.
Las diferencias de precios horarios abren oportunidades para la industria
El mercado eléctrico español ha registrado durante 2026 importantes contrastes entre las horas de menor y mayor precio, especialmente entre los períodos centrales del día y las horas del anochecer.
Un ejemplo se produjo el 24 de octubre de 2026, cuando el precio medio del mercado diario se situó alrededor de 137 €/MWh, a pesar de que buena parte de las horas centrales del día registraron precios cero. Posteriormente, las cotizaciones aumentaron durante el anochecer.
Esta situación también se observó en septiembre, cuando el precio medio mensual alcanzó los 143,25 €/MWh, más del doble que en el mismo mes del año anterior.
Sin embargo, durante ese período se contabilizaron 32 horas con precios eléctricos cero o negativos.
En el conjunto de los tres primeros trimestres de 2026, el precio promedio del mercado diario fue de 74,10 €/MWh, mientras que el número acumulado de horas con precios cero o negativos ascendió a 936.
La coexistencia de precios medios elevados y períodos con electricidad a coste muy reducido representa una oportunidad potencial para los grandes consumidores que disponen de cierta flexibilidad para modificar sus horarios de consumo.
No obstante, el ahorro económico no depende únicamente del precio medio diario o mensual, sino también de las horas concretas en las que se utiliza la electricidad.
Por este motivo, AleaSoft considera necesario analizar cada perfil de demanda y relacionar las posibles modificaciones operativas con los precios horarios del mercado.
Antes de alterar un programa de producción, las industrias deben evaluar si el ahorro energético previsto compensa los costes de adaptación y permite mantener las condiciones necesarias para desarrollar su actividad.
Desplazar el 10% del consumo reduciría un 15,3% el coste energético en la simulación
Para cuantificar las oportunidades de la flexibilidad industrial, AleaSoft Energy Forecasting ha desarrollado una simulación utilizando los precios del mercado diario comprendidos entre el 1 de enero y el 27 de octubre de 2026, un período de 300 días.
El ejercicio compara un consumidor industrial con un perfil constante de consumo frente a dos escenarios alternativos: desplazar el 10% y el 20% de su demanda hacia las horas más económicas del mismo día.
En el escenario de referencia, sin modificaciones en los horarios de consumo, el coste medio de la energía habría alcanzado los 81,70 €/MWh.
Si el consumidor hubiera trasladado el 10% de su consumo diario hacia las horas con precios más bajos, el coste medio se habría reducido a 69,24 €/MWh.
Esta diferencia equivale a un ahorro de 12,46 €/MWh, es decir, un 15,3% respecto al perfil de consumo constante.
En un escenario con mayor capacidad de adaptación, desplazando el 20% del consumo, el coste medio habría descendido hasta los 60,93 €/MWh.
En este caso, la reducción alcanzaría los 20,77 €/MWh, equivalente a un ahorro del 25,4%.
Los resultados muestran que una mayor capacidad de adaptación horaria puede aumentar las oportunidades de ahorro energético, aunque su aplicación depende de las características de cada proceso industrial.
El potencial de ahorro cambia según las condiciones de cada jornada
El análisis de AleaSoft también refleja diferencias importantes entre los ahorros obtenidos en distintos días.
Para un desplazamiento del 10% de la demanda, el ahorro diario se situó en 4,35 €/MWh en el percentil 10 y en 20,78 €/MWh en el percentil 90, con una mediana de 11,86 €/MWh.
Cuando el desplazamiento alcanzó el 20%, los valores correspondientes fueron de 7,21 €/MWh en el percentil 10 y 35,05 €/MWh en el percentil 90, con una mediana de 20,09 €/MWh.
Esta variabilidad evidencia que el beneficio económico de la flexibilidad no es constante y depende de las diferencias de precios registradas en cada jornada.
Por ello, para evaluar una estrategia de gestión de la demanda no basta con considerar el ahorro promedio. También resulta necesario analizar cómo se distribuyen los resultados y qué ocurre en jornadas con menores oportunidades de optimización.
Los ahorros calculados no equivalen a una reducción de la factura eléctrica total
AleaSoft señala que los porcentajes obtenidos corresponden exclusivamente al coste de la energía valorada a los precios del mercado diario.
La simulación no incorpora peajes y cargos eléctricos, márgenes de comercialización ni otros costes ajenos al precio de la energía analizado.
Por tanto, los ahorros del 15,3% y el 25,4% no deben interpretarse como reducciones equivalentes de la factura eléctrica completa.
El ejercicio parte de un consumidor industrial hipotético que mantiene un consumo constante de 1 MWh por hora durante todos los días del período estudiado.
Además, establece dos restricciones para los cambios en el perfil de demanda: el consumo de una hora no puede superar en más de un 50% su nivel de referencia y toda la energía desplazada debe consumirse dentro del mismo día.
Estas condiciones determinan la flexibilidad atribuida al consumidor utilizado en la simulación.
El análisis tampoco supone que todos los procesos industriales puedan modificar sus horarios de funcionamiento en las mismas condiciones.
Al trasladar estos resultados a una instalación real, sería necesario considerar las limitaciones técnicas de sus equipos, las necesidades de producción y las características de su contrato eléctrico.
AleaSoft subraya que los datos corresponden a precios históricos observados y únicamente ofrecen una referencia para estudiar las posibilidades de adaptación, sin garantizar resultados equivalentes en otras instalaciones.
La flexibilidad industrial exige identificar los consumos que pueden desplazarse
La aplicación de estrategias de gestión flexible de la demanda requiere conocer previamente qué parte del consumo eléctrico de una instalación puede modificarse sin comprometer su funcionamiento.
Según el análisis, el primer paso consiste en identificar las cargas eléctricas desplazables y determinar durante cuánto tiempo pueden ajustarse sus horarios de utilización.
Posteriormente, las empresas deben establecer la disponibilidad de estos consumos dentro de las limitaciones de sus procesos y estudiar cómo optimizarlos en función de los precios eléctricos previstos.
La comparación entre la demanda inicialmente planificada y el consumo realmente registrado permite revisar las hipótesis utilizadas y determinar si la estrategia proporciona ahorros suficientes para justificar los cambios operativos.
El objetivo es mejorar el resultado económico de la actividad industrial sin alterar los requisitos productivos.
El autoconsumo y las baterías pueden ampliar las opciones de gestión energética
Además de adaptar los horarios de consumo, determinadas instalaciones industriales pueden evaluar otras alternativas para aumentar su flexibilidad energética.
Entre ellas se encuentran los sistemas de autoconsumo eléctrico y las baterías instaladas detrás del contador, que pueden ampliar las posibilidades de gestión de la energía en algunos casos.
Sin embargo, la incorporación de estas tecnologías requiere analizar conjuntamente el perfil de demanda, la generación eléctrica disponible y la capacidad de almacenamiento.
La combinación más adecuada dependerá de las necesidades de cada instalación y de los resultados de su evaluación económica.
Por tanto, la integración de baterías y autoconsumo debe estudiarse en función de las características operativas y energéticas del consumidor, en lugar de aplicar una solución uniforme a todas las industrias.
AleaBlue y AleaStorage analizan las posibilidades de flexibilidad y almacenamiento
El estudio de la flexibilidad industrial requiere herramientas capaces de anticipar la evolución de los precios eléctricos y evaluar distintas estrategias de consumo.
En este ámbito, AleaBlue, división de AleaSoft Energy Forecasting especializada en previsiones a corto y medio plazo, proporciona estimaciones de precios y demanda eléctrica.
Esta información permite construir escenarios para analizar posibles modificaciones del perfil de consumo y estudiar decisiones relacionadas con la adquisición de electricidad.
Por su parte, AleaStorage, división especializada en almacenamiento energético, desarrolla análisis de ingresos y ahorros asociados a las baterías, además de estudios de dimensionamiento y estrategias de operación.
Sus aplicaciones incluyen sistemas de autoconsumo con almacenamiento, que pueden incorporarse a las alternativas de gestión energética de las instalaciones industriales.
La electrificación de la industria plantea la necesidad de adaptar los patrones de consumo a un sistema eléctrico caracterizado por diferencias de precios entre las distintas horas del día.
En este escenario, conocer el perfil de demanda, cuantificar su capacidad de adaptación y disponer de previsiones energéticas permite identificar los cambios operativos que podrían resultar económicamente favorables.
No obstante, el potencial de ahorro debe evaluarse individualmente para cada consumidor, teniendo en cuenta sus condiciones de contratación y sus restricciones productivas antes de utilizar los resultados de una simulación como referencia para futuras decisiones de inversión.
