Hoy lunes el mercado mayorista ha fijado 215,11 €/MWh de media, nuevo máximo anual — un 182% más que ayer domingo, que cerró a 76,28. Pero el dato que de verdad cambia el guion no es el máximo horario (299 €/MWh a las 21:00): es el mínimo. La hora más barata de hoy, las 13:00, cuesta 168,5 €/MWh. Durante todo el verano y lo que va de otoño, el mediodía solar ha sido el refugio: precios cercanos a cero, a veces negativos, donde una empresa con flexibilidad podía esconder su consumo. Hoy ese refugio no existe. Y como octubre va ya en 162,21 €/MWh de media, la más alta desde junio de 2022, conviene saber qué hacer el día en que la estrategia de «mover carga al valle» se queda sin valle.
Por qué desaparece el valle
Tres cosas coinciden, y van a coincidir más veces de aquí a marzo. La solar de otoño es más corta y más débil: menos horas y menos potencia al mediodía, así que la bajada de precios central dura menos y cala menos. La eólica ha estado floja varios días seguidos — sin viento, no hay quien cubra el hueco que la solar deja. Y el lunes trae la demanda industrial tras un domingo de 76 €/MWh. Resultado: el gas marca precio no solo en la punta de la tarde, sino en casi todas las horas del día — y cuando el gas marca todas las horas, el precio deja de ser una curva con valle y se convierte en una meseta alta.
El viernes 16 ya avisó con otro patrón atípico: la hora más cara fue de 8:00 a 9:00 de la mañana (269,30 €/MWh), no la tarde. Las reglas de «la punta es a las 21:00 y el valle a las 14:00», válidas desde mayo, empiezan a tener excepciones cada semana.
Qué falla ese día
Desplazar carga. La palanca estrella de los últimos cinco meses —mover bombeos, frío, compresores, recargas al mediodía— hoy no ahorra: 168 a las 13:00 contra 215 de media es un 20% de diferencia, no el 90% de un día normal de verano. Quien tiene su operación programada «a reglas fijas» (mediodía barato, tarde cara) ha movido carga a una hora que hoy no es barata.
La batería a ciclo diario. Una batería industrial que carga al mediodía y descarga por la tarde tiene hoy un diferencial estrecho: descargar en la punta de 299 sigue valiendo, pero recargar a 168 para mañana no es barato. El día sin valle exige otra estrategia — haber cargado el domingo a 76.
Qué sí funciona
1 · Reducir, no solo trasladar. La flexibilidad que vale hoy no es la de mover consumo de una hora a otra, sino la de no consumir: apagar lo prescindible, retrasar lo aplazable al martes, bajar consignas de climatización y aire comprimido mientras dure la meseta. Es un tipo de flexibilidad distinto — y conviene tenerlo inventariado por separado del de desplazamiento.
2 · Decidir el domingo. OMIE publica el precio de mañana a las 13:00 de hoy. Es decir: el lunes de 215 se conocía el domingo a mediodía. Una empresa con una alerta de «día de meseta» —precio mínimo por encima de un umbral— puede reprogramar el fin de semana lo que el lunes ya no puede. Es la ventaja menos aprovechada del mercado diario: el precio llega con 11 horas de antelación como mínimo, y con 35 para las últimas horas del día siguiente.
3 · Mirar el gas en los procesos duales. Donde un proceso puede ir con gas o con electricidad —calor de proceso, agua caliente, algunos hornos—, un día de meseta eléctrica cambia el orden de mérito. Lo contábamos con la subida de la TUR: la decisión gas-electricidad no es anual, es diaria, y requiere ver las dos energías juntas.
4 · Saber cuántos días así absorbe tu contrato. Un contrato indexado traslada los 215 íntegros; uno fijo los ha cobrado ya en la prima. El presupuesto por capas del que hablamos a primeros de mes era exactamente para esto: la parte rígida del consumo cubierta, la flexible expuesta — pero flexible de verdad, también para reducir.
La mirada PowerCloud
El día sin valle se gestiona el día anterior. PowerCloud integra el precio cuartohorario de OMIE en cuanto se publica —a las 13:00 de la víspera— y permite definir alertas no solo por precio máximo sino por precio mínimo del día: el aviso de «mañana no hay valle» llega el domingo, con tu curva prevista al lado y la simulación de qué cargas reducir, no solo cuáles mover. Para todas las energías de la planta, por proceso y por zona, de modo que la decisión gas-electricidad de los procesos duales se tome con el coste real de cada una ese día concreto.
El verano enseñó a mover carga. El otoño está enseñando que, algunos días, lo que hay que saber es cuánta se puede no usar.
¿Tu empresa tiene inventariada la flexibilidad de reducción —no solo la de desplazamiento— y una alerta para los días sin valle? Te ayudamos a montar las dos cosas con tu curva real: qué cargas se pueden reducir y a qué coste, y el aviso automático el día anterior cuando el mercado no va a dar tregua. Si no tienes la curva descargada, la obtenemos de Datadis (la plataforma oficial de los distribuidores eléctricos) con tu autorización. Diagnóstico de 30 minutos, sin compromiso.
Fuentes: Infobae/EFE (máximo anual del 19-oct: 215,11 €/MWh, +182% vs domingo, máximo 299 y mínimo 168,5); TarifaLuzHora (precios diarios del 12 al 16 de octubre, punta matinal del viernes 16, media de octubre 162,21 €/MWh); OMIE; posts previos de esta serie en powercloud.es/noticias/.
