!España dispone de una oportunidad creciente para almacenar electricidad en las horas de menor precio y venderla cuando aumenta su valor, pero la brecha entre ambos momentos todavía resulta menos atractiva que en buena parte de Europa.
El Market Report 2026 de ENTSO-E sitúa el valor bruto teórico del arbitraje español en 552 euros por MW y día, a partir de los precios registrados en el mercado diario entre el 1 de junio de 2025 y el 1 de junio de 2026.
El resultado coloca al país en la 18° posición entre los 24 mercados europeos analizados. Queda lejos de Hungría, que encabeza la clasificación con 800 euros por MW y día, pero mantiene una ventaja frente a Portugal, Francia, Finlandia, Italia, Suecia y Noruega.
El dato refleja cuánto podría capturar teóricamente un sistema de almacenamiento aprovechando diariamente las ocho horas con los precios más bajos para cargar y las ocho horas más caras para descargar.
Por tanto, no representa la rentabilidad neta de una batería ni los ingresos que obtendría necesariamente un proyecto real. El cálculo no incorpora las pérdidas de eficiencia, la degradación, los costes operativos, los peajes, las restricciones técnicas ni la participación en otros mercados eléctricos.
Europa del Este concentra los mayores diferenciales
La comparación muestra una Europa claramente dividida. Los cuatro primeros puestos están ocupados por Hungría, con 800 euros por MW y día; Grecia, con 798; Bulgaria, con 797; y Rumanía, con 792.
También presentan valores elevados Lituania, con 745 euros; Letonia, con 744; Estonia, con 721; Croacia, con 692; Polonia, con 681; Eslovaquia, con 678; y Eslovenia, con 668.
ENTSO-E relaciona estas oportunidades con el comportamiento de los precios del mercado diario. Los países con precios más altos y mayores diferencias dentro de una misma jornada ofrecen, en términos generales, un margen superior para desplazar electricidad entre horas.
Seguir leyendo
En la franja intermedia aparecen República Checa, con 639 euros por MW y día; Alemania, con 618; Austria, con 610; Países Bajos, con 597; Dinamarca, con 576; y Bélgica, con 558.
España se encuentra inmediatamente después, con 552 euros, apenas seis euros por debajo del mercado belga y 21 euros por encima de Portugal, que registra 531.
El diferencial con los líderes, sin embargo, resulta significativo. La oportunidad teórica española es un 31% inferior a la de Hungría y se mantiene alrededor de 245 euros por debajo de Grecia, Bulgaria y Rumanía.
España supera a Francia, Italia y los países nórdicos
Aunque la posición española queda rezagada respecto del centro y este de Europa, el resultado no es el más débil del continente.
Francia registra un valor de 489 euros por MW y día, mientras que Finlandia alcanza 407 e Italia 406. Suecia cae hasta 326 y Noruega cierra la clasificación con apenas 215 euros.
La menor amplitud de precios reduce en esos mercados la oportunidad disponible para una estrategia basada exclusivamente en comprar barato y vender caro. No implica necesariamente que las baterías carezcan de atractivo, ya que pueden obtener ingresos adicionales mediante servicios de balance, regulación de frecuencia, gestión de congestiones, mercados de capacidad o contratos bilaterales.
Para España, los 552 euros por MW y día muestran que existe una señal económica para el almacenamiento, alimentada por la elevada penetración fotovoltaica, las horas con precios muy bajos o negativos y el encarecimiento de la electricidad fuera del período solar.
Sin embargo, el arbitraje por sí solo difícilmente resolverá la bancabilidad de los proyectos. La rentabilidad final dependerá de la posibilidad de combinar distintas fuentes de ingreso, asegurar el acceso a la red, adaptar la operación a los ciclos de la batería y reducir la incertidumbre regulatoria.