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/.

La entrada Máximo anual a 215 €/MWh y, por primera vez, sin valle: qué hace una empresa el día que ni el mediodía es barato se publicó primero en Powercloud.

Qué hay en el decreto para una empresa

El Real Decreto-ley, tercero del Plan Integral de Respuesta a la Crisis en Oriente Medio, suma un esfuerzo acumulado de más de 12.000 millones de euros. Para un gestor energético o un financiero, cinco piezas importan:

1 · La cláusula de salvaguarda fiscal — la que probablemente se active. No hay rebaja automática de impuestos. Pero el decreto fija un mecanismo condicionado: si el precio del suministro en noviembre y diciembre supera en más de un 15% el del año anterior, el IVA de la electricidad y el gas vuelve al 10% y el impuesto especial sobre la electricidad al 0,5%. Con el PVPC de octubre un 31% por encima de 2025 y el mayorista un 74% más caro que hace un año el día 1, el umbral del 15% está holgadamente superado — salvo giro brusco, la rebaja se activará. Para una empresa el IVA es neutro, pero el impuesto especial sobre la electricidad no: pasar del 5,11% al 0,5% sobre la base de la factura es un ahorro directo que conviene tener presupuestado para el cierre del año.

2 · El tope a la TUR del gas y su letra pequeña. Como corregimos en el post del gas, el decreto limita al 35% el peso del gas en la fórmula de la tarifa regulada y deja la subida de octubre en un 15-22%, con el resto diferido y recuperable con intereses. Lo relevante para industria: el tope protege a la tarifa regulada, no al mercado libre — los contratos industriales se siguen tasando con el gas de invierno a 78,9 €/MWh.

3 · Condición de empleo para quien reciba ayudas directas. Las empresas beneficiarias de las ayudas directas del decreto no podrán despedir por causas vinculadas a la crisis hasta el 31 de diciembre; si lo hacen, devuelven las ayudas y el despido se declara nulo. Es la misma lógica de 2022: la ayuda compra estabilidad de empleo. Antes de solicitar, conviene tenerlo claro.

4 · Carburantes y transporte. Rebaja fiscal de 20 céntimos por litro en octubre, 13 en noviembre y 6 en diciembre, y prórroga de las ayudas al transporte profesional por carretera y al gasóleo agrícola. Relevante para flotas propias y logística.

5 · Seguridad de suministro. Ampliación de las reservas de gas natural licuado para el invierno y —según los resúmenes del decreto— refuerzo del sistema de Certificados de Ahorro Energético, en línea con la reforma en tramitación.

Por qué importa: el decreto protege el final de la factura, no el principio

Hay una lectura de fondo que conviene no perder. Todo lo que el decreto hace actúa sobre la fiscalidad y la tarifa regulada — la parte final de la factura. No actúa sobre el precio de la energía, que es donde está el problema de una empresa en un mercado que esta semana ha ido de 200 €/MWh a precios negativos.

Dicho de otro modo: la rebaja fiscal de noviembre, si llega, recorta un porcentaje de una base que sigue siendo muy alta y muy dispersa. El margen grande sigue estando en cuándo se consume — la misma semana que marcó el máximo anual regaló 21 horas de energía gratis o negativa. Un gestor que haya desplazado carga a esas horas ha ahorrado más que lo que cualquier decreto le va a devolver en impuestos.

Qué pueden hacer las empresas

1. Presupuestar la salvaguarda fiscal con dos escenarios. Si se activa (probable), el impuesto eléctrico al 0,5% en noviembre y diciembre; si no, al 5,11%. La diferencia es cuantificable hoy sobre el consumo previsto.
2. Separar en el análisis lo fiscal de lo energético. Un informe de coste que mezcle ambos oculta que el precio de la energía sigue en máximos. Coste de energía, coste regulado e impuestos, por separado y por proceso.
3. Si vas a pedir ayudas directas, revisar la condición de empleo con dirección antes de solicitar.
4. Seguir trabajando la franja. Diez horas negativas en una semana son diez oportunidades de consumo a coste cero o cobrado. El intradiario cuartohorario ya permite capturarlas con precisión.

La mirada PowerCloud

Un decreto como este es la razón por la que PowerCloud separa en sus informes de coste lo que la factura mezcla: energía, componentes regulados e impuestos, desglosados por proceso y por zona, para todas las energías de la organización. Cuando la fiscalidad cambie en noviembre, el efecto se verá aislado — y no enmascarará lo que el precio de la energía está haciendo por debajo. Y la semana del máximo anual se lee igual que cualquier otra: cada hora con su precio real y su consumo real, para saber en cuál de las dos caras del mercado consumió tu empresa.

¿Tienes separado en tus informes cuánto de tu coste eléctrico es energía, cuánto es regulado y cuánto es impuesto? Es la única forma de ver qué te devolverá la salvaguarda de noviembre y qué no. Te lo calculamos con tu curva real y tus facturas de los últimos meses, por suministro y por proceso. 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: SmartGridsInfo, ESEFICIENCIA y Moncloa.com (tercer Real Decreto-ley anticrisis, 29-sep-2026: salvaguarda fiscal, tope TUR, condición de empleo, reservas de GNL); Infobae/EFE (máximo anual del 6-oct, 201,99 €/MWh); Rankia (5-oct, +43% sobre media de 30 días); Selectra (11-oct, horas negativas); CostEEnergía (PVPC octubre +31%); Energy News (arranque de otoño a 147,6 €/MWh); OMIE.

La entrada La luz supera los 200 €/MWh por primera vez en el año y el decreto anticrisis entra en juego: lo que cambia para tu empresa en noviembre se publicó primero en Powercloud.

Lo nuevo, en concreto

Tres capacidades que la semana pasada no existían.

Corregir posiciones cuarto a cuarto, casi en tiempo real. Antes, un agente que veía cambiar su previsión —una nube inesperada, un turno adelantado, una parada— ajustaba con granularidad horaria y con más antelación. Ahora ajusta el cuarto de hora concreto afectado, hasta una hora antes de que ocurra. El error de previsión se ha vuelto más barato de corregir — para quien mira.

Monetizar flexibilidad con precisión quirúrgica. Una carga que puede pararse 30 minutos, una batería que puede adelantar su descarga, un proceso con inercia térmica: todo eso ahora tiene un precio publicado por cada cuarto de hora y un mercado donde venderlo hasta el último momento. Es la infraestructura que la figura del agregador independiente necesitaba para ofrecer algo tangible a industrias medianas.

Ver el mercado en la misma granularidad en que se opera. Los datos de negociación —precio por sesión, volúmenes por contrato, curvas— se publican en el portal de OMIE por zona y por cuarto. Para quien analiza, hay una capa nueva de información sobre qué vale la energía a medida que se acerca el tiempo real — y las primeras semanas están mostrando exactamente el patrón esperable tras un mes de intradías extremos: los cuartos de la punta de tarde tensionándose a medida que se acerca la entrega.

Quién debería estar moviéndose ya

Empresas con contrato indexado. Tu comercializadora opera en este mercado con tu perfil dentro de su cartera. La pregunta que dejamos hecha antes del arranque toca repetirla ahora con el mercado en marcha: ¿cómo estáis operando el nuevo intradiario y cuándo se refleja en mis condiciones? Las comercializadoras que lo aprovechen bien tendrán margen para mejorar ofertas; las que no, lo tendrán para explicarse.

Operadores de baterías — propias o contratadas. Es el colectivo con más dinero encima de la mesa. Una batería industrial que solo ejecuta el programa del día anterior está ignorando un mercado donde puede revender su descarga al mejor cuarto de hora hasta 60 minutos antes. La pregunta al integrador ya no es «¿cuándo lo incorporaréis?» sino «¿por qué no está incorporado?».

Industrias con flexibilidad documentada. Si hiciste el inventario de cargas desplazables que venimos recomendando, este mercado es donde ese inventario se convierte en conversación con un agregador — con números de septiembre, que han sido extremos, como base de la negociación.

Lo que conviene vigilar las próximas semanas

La liquidez. Un mercado recién estrenado necesita volumen para que sus precios sean señal y no ruido: las primeras semanas dirán si los cuartos de hora se negocian con profundidad o si la actividad se concentra en unos pocos. También la traslación a contratos: cuándo y cómo las comercializadoras empiezan a reflejar el menor coste de desvíos. Iremos contando ambas cosas con datos.

La mirada PowerCloud

Operar —o simplemente beneficiarse— de un mercado que cierra cada 15 minutos exige una condición que no cambia: saber qué vas a consumir con esa misma granularidad, y saberlo antes que el mercado. PowerCloud mantiene tu previsión cuartohoraria contrastada contra el consumo real, mide el desvío que generas —el número que tu comercializadora ya está gestionando en este mercado, con o sin tu conocimiento— y deja tu flexibilidad documentada con datos. El mercado ya opera al cuarto de hora; la cuestión es a qué resolución opera la información de tu empresa.

¿Tu batería, tu comercializadora o tu flexibilidad están aprovechando ya el nuevo intradiario? Si no sabes la respuesta, ese es exactamente el diagnóstico: te calculamos tu previsibilidad cuartohoraria, tu desvío típico y qué valor tiene tu flexibilidad en el mercado que acaba de estrenarse. Partimos de tu curva real — la obtenemos de Datadis (la plataforma oficial de los distribuidores eléctricos) con tu autorización. Diagnóstico de 30 minutos, sin compromiso.

Fuentes: OMIE (puesta en operación del MIC con 96 rondas, datos de negociación por sesión y zona); SmartGridsInfo (estreno del modelo de negociación cuartohorario, 25-sep); CNMC (resolución de 30-jul); posts previos de esta serie en powercloud.es/noticias/.

La entrada El intradiario a 96 rondas ya opera: qué se puede hacer ahora que antes no se podía se publicó primero en Powercloud.

El mismo kilovatio hora, dentro de la tarifa regulada, pasó de tener un precio ligeramente negativo a costar casi 26 céntimos en apenas nueve horas.

El dato es real, pero necesita contexto. El PVPC no es el mercado mayorista ni representa automáticamente el precio que paga una empresa. El domingo 27, el mercado diario español tuvo un precio medio de 113,65 €/MWh, según el análisis semanal de los mercados europeos elaborado con datos de OMIE. Una empresa, por su parte, pagará lo que determine su modalidad contractual: precio fijo, indexado, mixto, PPA o una fórmula con coberturas y otros componentes.

En una frase: septiembre confirma que ya no basta con saber cuánta energía consume una empresa; también importa a qué hora consume, qué precio le traslada su contrato y qué parte de la carga puede desplazar.

Primero, no mezclemos tres precios distintos

Cuando se habla del «precio de la luz» suelen mezclarse cifras que no miden lo mismo. Esa confusión puede llevar a decisiones equivocadas, especialmente en una empresa industrial.

Por eso no puede afirmarse que una fábrica compró energía a precio negativo el domingo solo porque el PVPC bajara de cero. Puede que su contrato estuviera indexado a una referencia horaria o cuartohoraria, pero también puede tener un precio fijo o coberturas que reduzcan esa exposición.

Qué ocurrió en la última semana de septiembre

El mercado mayorista gestionado por OMIE también se encareció. El viernes 25 de septiembre alcanzó una media diaria de 158,92 €/MWh, con un máximo de 255,28 €/MWh entre las 20:00 y las 21:00.

En la semana del 21 de septiembre, el precio medio del mercado español fue de 144,87 €/MWh, un 9,7% más que la semana anterior. La generación eólica cayó un 27%, mientras que la producción solar fotovoltaica aumentó ligeramente, un 0,9%. Menos viento elevó la necesidad de tecnologías más caras en determinadas horas, especialmente al desaparecer la producción solar.

El gas seguía en niveles altos, pero no explica por sí solo la subida de esa semana: los futuros TTF cerraron el viernes 25 en 72,07 €/MWh, un 9,4% por debajo del viernes anterior. La fotografía correcta no es «subió el gas y subió la luz», sino una combinación de gas todavía caro, menor producción eólica y una fuerte diferencia entre las horas solares y la punta de la tarde.

El cierre mensual también confirma la presión sobre los hogares acogidos al PVPC: la estimación difundida para un hogar tipo se sitúa en 107,8 euros, un 31,7% más que en septiembre de 2025. Es un dato relevante para describir el contexto energético, pero no debe trasladarse directamente a la factura de una empresa.

Qué significa este contraste para una empresa

La principal conclusión no es que toda empresa deba perseguir la hora más barata. Es que dos compañías con el mismo consumo mensual pueden soportar costes energéticos distintos si consumen en horarios diferentes o tienen contratos con distinta exposición al mercado.

Una planta que concentra procesos flexibles en la punta de 19:00 a 22:00 tiene un perfil diferente de otra que puede desplazar parte de esas cargas hacia las horas solares. Pero el posible ahorro solo puede calcularse aplicando el precio real del contrato y respetando las limitaciones productivas: turnos, tiempos de arranque, calidad, inercia térmica, capacidad de almacenamiento y efecto rebote.

El contraste del domingo y el encarecimiento del mes no son exactamente la misma noticia, pero sí muestran el mismo problema operativo: el coste depende cada vez más del momento del consumo. Al mediodía, la combinación de producción solar y menor demanda dominical empujó el PVPC ligeramente por debajo de cero; por la tarde, sin producción solar y con mayor presión sobre el sistema, alcanzó 0,2576 €/kWh.

Ahí está la lectura útil: cada carga desplazable, cada proceso con inercia, cada batería y cada punto de submetering que identifica quién consume en la punta permite trabajar sobre esa diferencia. La entrada en funcionamiento de las 96 rondas del mercado intradiario añade más oportunidades para que comercializadoras, representantes y gestores de activos corrijan posiciones hasta 60 minutos antes de la entrega. No garantiza, por sí sola, que una empresa pague menos.

Tres cosas para revisar esta semana

La mirada PowerCloud

La volatilidad solo se convierte en una decisión útil cuando se conectan tres capas: curva de consumo, precio contractual y contexto operativo.

PowerCloud permite ver cuánto costó cada franja, detectar consumos fuera de patrón y simular qué habría ocurrido al desplazar una carga o utilizar almacenamiento. El objetivo no es perseguir cada precio bajo, sino saber qué parte del coste puede gestionarse sin alterar la producción.

Una media mensual explica cuánto se pagó. La curva cuartohoraria explica por qué y dónde existe margen de actuación.

La entrada La tarifa regulada, de precio negativo a 0,258 €/kWh en nueve horas: qué significa para una empresa se publicó primero en Powercloud.

Cuando analizamos la aprobación de las 96 rondas del mercado intradiario, todavía faltaba conocer la fecha de puesta en marcha. Ahora OMIE la ha confirmado.

En una frase: desde el 22 de septiembre de 2026, el mercado intradiario continuo operará con 96 cierres diarios, uno cada 15 minutos. La negociación cuartohoraria ya existía; la novedad es que cada periodo podrá negociarse hasta 60 minutos antes de la entrega.

La Instrucción 4/2026 de OMIE fija el calendario y la intervención técnica. La resolución de la CNMC publicada en el BOE explica el alcance operativo del cambio.

Qué cambia realmente el 22 de septiembre

Hasta ahora, el mercado intradiario continuo cerraba una ronda cada hora. Aunque los agentes ya podían negociar productos de 15 minutos, la actualización de los programas se producía con 24 cierres diarios.

Con el nuevo modelo habrá 96 cierres al día. Cada periodo de entrega de 15 minutos podrá negociarse hasta 60 minutos antes de su inicio. El cambio aproxima la frecuencia de negociación y programación al ritmo real con el que varían el consumo, la generación renovable y la operación de activos flexibles.

A quién afecta de forma directa

El cambio operativo afecta directamente a comercializadoras, representantes, operadores de mercado, agregadores y gestores de baterías o generación que participan en el intradiario continuo. OMIE indica, además, que los agentes conectados mediante LTS deberán utilizar la nueva versión del cliente después de la intervención.

Para la mayoría de las empresas consumidoras, el efecto será indirecto. Su comercializadora o representante será quien opere en el mercado y gestione las correcciones de posición. Por eso, el impacto económico no puede darse por supuesto: dependerá de cómo se trasladen los desvíos en el contrato y de la capacidad del proveedor para utilizar las nuevas rondas.

Qué deben dejar preparado las empresas

La mayoría de las empresas no tendrá que hacer ninguna actualización técnica en OMIE. Esa adaptación corresponde a comercializadoras, representantes y agentes conectados directamente con el mercado. Pero eso no significa que el cambio deba pasar inadvertido: hay cinco cuestiones que conviene revisar.

Con 96 cierres diarios habrá más oportunidades para corregir una posición, pero no se producen ahorros automáticos. El resultado dependerá del contrato, de la calidad de la previsión, de la flexibilidad disponible y de la capacidad del representante para actuar en el mercado.

La mirada PowerCloud

Pasar de 24 a 96 cierres no convierte automáticamente los datos en decisiones. Para aprovechar una ventana de ajuste hay que disponer a tiempo de la curva de consumo, la previsión, los desvíos y las variables que explican cada cambio operativo.

PowerCloud permite reunir esa información en un mismo entorno, trabajar con datos cuartohorarios y detectar dónde se separa el consumo real de la previsión. Así, la conversación con la comercializadora o el representante parte de evidencias y no de promedios mensuales.

Las 96 oportunidades diarias de actualización sirven de poco si el dato llega tarde, incompleto o sin contexto.

La entrada El mercado intradiario pasa a 96 rondas el 22 de septiembre: qué deben revisar las empresas se publicó primero en Powercloud.

Qué es el intradiario continuo y por qué importa

Un repaso rápido para quien no vive dentro del mercado. El grueso de la electricidad se casa en el mercado diario: cada día a las 12:00 se subasta la energía del día siguiente, y desde mayo con resolución cuartohoraria. Pero las previsiones fallan — la nubosidad cambia, un parque eólico produce más o menos de lo previsto, una fábrica adelanta o retrasa un turno. Para corregir esas desviaciones sin castigar al sistema existen los mercados intradiarios: subastas complementarias y, sobre todo, el intradiario continuo, donde los agentes compran y venden de forma continua hasta poco antes del tiempo real, como en un mercado bursátil.

Hasta ahora ese mercado operaba con 24 rondas diarias — una granularidad horaria que se había quedado descolgada del resto del sistema. Con 96 rondas, cada cuarto de hora tiene su propia ventana de negociación, y los agentes pueden ajustar sus programas casi hasta el último momento.

Qué persigue la CNMC

Dos objetivos declarados. Primero, integrar mejor la renovable: con la variabilidad de la eólica y la solar, poder corregir posiciones cerca del tiempo real reduce la energía que se queda fuera o que hay que compensar con reservas. Segundo, reducir los desvíos del sistema — la diferencia entre lo programado y lo real, que Red Eléctrica tiene que cubrir con servicios de balance cuyo coste acaba, como siempre, repercutido en el precio final.

Dicho de otro modo: cuanto más fino puede ajustar cada agente su programa, menos paga el sistema por los errores de previsión de todos. Es la misma lógica que el cuartohorario del mercado diario, llevada un paso más cerca del reloj.

Por qué le importa a tu empresa (aunque no operes en el mercado)

La mayoría de las empresas no compran directamente en el intradiario — lo hace su comercializadora. Pero los efectos llegan por tres vías.

El coste de los desvíos que pagas sin verlo. Cuando tu comercializadora yerra la previsión de tu consumo, el desvío tiene un coste que, de una forma u otra, acaba en tu contrato — en el precio, en la prima de riesgo o en las cláusulas. Un intradiario más líquido y granular abarata la corrección de esos errores. Con el tiempo, eso debería estrecharse en las ofertas — y es legítimo preguntar a tu comercializadora cómo lo traslada.

La flexibilidad vale más cuanto más cerca del tiempo real se puede vender. Si tu empresa tiene capacidad de modular consumo —frío industrial, bombeo, hornos con inercia, una batería— el valor de esa flexibilidad crece cuando existe un mercado donde monetizarla a 15 minutos vista. Es la infraestructura sobre la que la figura del agregador independiente (RD 88/2026) puede empezar a ofrecer cosas interesantes a industrias medianas: agrupar la flexibilidad de varios consumidores y operarla en el intradiario.

Las baterías cambian de matemática. Para el almacenamiento —del que hablamos hace unas semanas— el intradiario a 96 rondas añade una fuente de ingreso: además del arbitraje diario programado, la reoptimización continua. Una batería que por la mañana tenía previsto descargar a las 21:00 puede, si el intradiario se tensa a las 19:30, vender antes y mejor. Los proyectos que se evalúen a partir de ahora deberían incluir este mercado en el caso de negocio.

Qué pueden hacer las empresas

Preguntar a la comercializadora cómo va a operar en el nuevo intradiario y si el contrato traslada el beneficio de menores costes de desvío — especialmente si tienes contrato indexado, donde estos conceptos aparecen desglosados.

Inventariar la flexibilidad real de tus procesos. Qué cargas pueden moverse con preaviso corto, cuánto y a qué coste operativo. Es el dato previo para cualquier conversación futura con un agregador — y casi nadie lo tiene documentado.

Si tienes o evalúas almacenamiento, incorporar el intradiario continuo a la simulación de ingresos. Y si la batería ya está instalada, revisar que su estrategia de operación pueda reaccionar a señales cuartohorarias, no solo al programa del día anterior.

La mirada PowerCloud

Todo lo que este cambio trae —desvíos más baratos de corregir, flexibilidad más monetizable, baterías reoptimizables— tiene el mismo prerrequisito: conocer tu consumo en la granularidad del mercado y poder preverlo. Una previsión de consumo que falla mucho es cara en cualquier mercado; en uno que negocia cada cuarto de hora, la diferencia entre prever bien y prever mal se liquida 96 veces al día.

PowerCloud trabaja exactamente ahí: curva cuartohoraria real, previsión de consumo calibrada con tus variables operativas, detección de desvíos entre lo previsto y lo real, y los datos ordenados para que la conversación con tu comercializadora —o con un agregador— empiece con números y no con estimaciones.

El mercado se está acercando al tiempo real. La pregunta es a qué distancia del tiempo real está el dato de tu empresa.

¿Sabes cuánto se desvía tu consumo real de lo que tu comercializadora prevé para ti? Es un número que casi ninguna empresa conoce y que influye en lo que pagas. Podemos calcularlo con tu curva cuartohoraria y enseñarte dónde están los patrones que una buena previsión capturaría. 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: CNMC (nota de prensa 31-ago-2026 y resolución de 30-jul); BOE (BOE-A-2026-17570, 11-ago); El Periódico de la Energía (reglas del cuartohorario en el intradiario continuo); Qué.es y Motor16 (cobertura de la aprobación); SmartGridsInfo (audiencia previa de junio).

La entrada Mercado intradiario continuo: la CNMC aprueba 96 rondas diarias y esto es lo que cambia para tu empresa se publicó primero en Powercloud.

Los números del verano, en una tabla

El verano entero ha seguido el mismo guion: la fotovoltaica —España es ya el primer país de la UE en generación solar— hunde los precios en horas centrales, y los ciclos combinados de gas, tensionados por la crisis de Oriente Medio, marcan la punta de tarde-noche. La sequía ha limitado la hidráulica y el calor ha reducido la eólica. Resultado: medias altas con dispersión intradiaria enorme.

Para una empresa, la lectura sigue siendo la de todo este año, pero ahora con más amplitud: cuándo consumes pesa más que cuánto consumes.

Las cuatro revisiones de la vuelta

1 · El coste real del verano, hora a hora. Antes de dar por buena la factura de julio y agosto, cruza tu curva de consumo con el precio horario real. Con dispersiones de 20x, dos empresas con el mismo consumo total han podido pagar cantidades muy distintas según su perfil. Saber en qué franja se te fue el dinero es el punto de partida de todo lo demás.

2 · El contrato, si vence en los próximos seis meses. Las comercializadoras están cotizando los perfiles con el verano fresco en la memoria. Si tu perfil está cargado en horas valle-solar, tienes un argumento de negociación mejor del que crees; si carga la punta de tarde, conviene saberlo antes de sentarte a renovar. Llegar con la curva documentada evita que coticen con el peor supuesto.

3 · La potencia contratada de cara al invierno. Los excesos de potencia en punta han penalizado más este verano por coincidir con horas caras. Antes de que llegue la campaña de invierno —el otro pico anual—, el reajuste de potencias por periodo es la medida más barata de la lista: puramente administrativa.

4 · El presupuesto energético de 2027. Si presupuestas en septiembre-octubre, no uses la media de 2026 sin más: el año ha tenido un Q1 a 44 €/MWh y un agosto a 168 €/MWh de PVPC. Un presupuesto serio necesita escenarios por franjas y estacionalidad, no un precio medio anual. Los futuros del mercado a plazo dan la referencia base; tu perfil horario define cuánto te desvías de ella.

La mirada PowerCloud

Las cuatro revisiones comparten el mismo requisito: tu curva real cruzada con el precio real, en la granularidad del mercado actual. Eso es exactamente lo que PowerCloud deja a un clic — el coste efectivo de cada franja del verano, la comparación entre tu perfil y el precio de mercado, la simulación de qué pasaría con otro contrato, otra potencia o cargas desplazadas, y la base de datos ordenada para presupuestar 2027 con escenarios en lugar de con una media.

La diferencia entre septiembre y el resto del año es que ahora mismo todas las decisiones de la temporada que viene están todavía abiertas. En noviembre, la mitad ya estarán tomadas — con o sin datos.

¿Quieres saber cuánto te ha costado realmente cada franja horaria de este verano? Cruzamos tu curva con los precios OMIE de julio y agosto y te lo enseñamos por suministro, con el detalle de dónde estuvo el coste evitable. Si no tienes la curva descargada, la obtenemos de Datadis (la plataforma oficial de los distribuidores eléctricos) con tu autorización, en minutos. Diagnóstico de 30 minutos, sin compromiso.

Fuentes: OMIE; Qué.es (subida interanual agosto 2026); CostEEnergía (PVPC mensual agosto); TarifasGasLuz (detalle horario 30 de agosto); Merca2 (cierre julio); Naturgy (tendencias mercado 2026); Grupo Alfer (estructura del mercado y volatilidad).

La entrada Precio de la luz en agosto 2026: un 84% más caro que hace un año — y cuatro cosas que revisar esta semana se publicó primero en Powercloud.

El 1 de agosto, España alcanzó un nuevo máximo de generación solar con 259 GWh en una sola jornada.

Y, al mismo tiempo, el mercado eléctrico continúa mostrando precios elevados en determinadas franjas. Julio cerró con un precio medio mayorista de 104,75 €/MWh, un 50,5 % más que en junio.

A primera vista puede parecer contradictorio. Pero la explicación está menos en cuánta energía solar se genera y más en cuándo se genera y cuándo consume cada empresa.

Ese matiz es especialmente importante este verano.

Los números de este verano

Conviene poner las cifras encima de la mesa antes de interpretarlas.

Los datos dibujan un escenario peculiar: mucha generación renovable y, al mismo tiempo, una fuerte presión sobre los precios en determinadas horas.

Porque una media diaria o mensual sigue siendo solo eso: una media. Para una empresa, la pregunta realmente útil es:

¿En qué horas se concentra mi consumo?

¿Por qué un récord solar no implica precios bajos todo el día?

La clave está en cuándo se produce la energía y cuándo se consume.

La fotovoltaica concentra buena parte de su generación durante las horas centrales del día. Cuando existe una elevada oferta solar, los precios pueden bajar considerablemente en esas franjas.

Pero el escenario cambia cuando cae el sol.

En las últimas horas de la tarde y primeras de la noche pueden coincidir varios factores:

• la demanda sigue siendo elevada, especialmente durante episodios de calor;
• la producción fotovoltaica cae rápidamente;
• otras tecnologías renovables no siempre son suficientes para cubrir ese hueco;
• y tecnologías como los ciclos combinados de gas pueden entrar para atender la demanda restante.

Durante julio, el aumento de las temperaturas impulsó la demanda eléctrica y también aumentó la producción con ciclos combinados. Al mismo tiempo, se registraron fuertes diferencias entre las horas más baratas y las más caras.

Ahí está buena parte de la aparente contradicción.

En un mercado marginalista, el precio de cada periodo depende de las ofertas necesarias para cubrir la demanda en ese momento.

Por eso podemos tener mucha producción solar durante el día y, unas horas después, precios considerablemente más altos.

Los resultados diarios del mercado eléctrico permiten observar precisamente cómo el precio cambia de una hora a otra.

El alivio fiscal que no siempre llega cuando se espera

A la evolución del mercado se suma otra variable: la fiscalidad energética.

Durante la primera mitad del año, el Impuesto Especial sobre la Electricidad se redujo temporalmente al 0,5 % hasta el 30 de junio de 2026. Así lo estableció el artículo 40 del Real Decreto-ley 7/2026.

Para agosto, el Real Decreto-ley 18/2026 estableció que el tipo volvería a situarse en el 0,5 % únicamente si el IPC de la electricidad de junio superaba en más de un 15 % el del mismo mes del año anterior.

Para una empresa, la lectura importante no es seguir cada cambio fiscal de forma aislada.

Es entender que precio de mercado, fiscalidad y perfil de consumo actúan conjuntamente sobre el coste final de la energía.

Y cuanto más variable es el entorno, menos información aporta gestionar la energía únicamente a partir de una media mensual.

Qué puede hacer tu empresa

Una empresa no puede decidir cuál será mañana el precio del mercado. Pero sí puede conocer cómo le afectan esos cambios y dónde tiene margen de actuación.

La mirada PowerCloud

Todo lo anterior parte de una misma necesidad: tener contexto sobre el consumo, no solo el dato final.

PowerCloud permite relacionar la curva real de demanda con los precios del mercado, la producción y otras variables de la instalación para entender qué está ocurriendo, cuándo y con qué impacto económico.

Así puedes detectar qué franjas concentran más coste, dónde aparecen desviaciones y qué procesos tienen margen de actuación.

La diferencia no está en tener más datos.

Está en saber cuáles importan y poder actuar sobre ellos a tiempo.

La entrada Récord solar y más de 100 €/MWh: por qué más fotovoltaica no siempre abarata la factura de tu empresa se publicó primero en Powercloud.

En este contexto, un sistema de gestión energética permite analizar el consumo y el coste mientras el mes sigue abierto, en lugar de descubrir lo ocurrido semanas después.

Los datos con los que se cierra la primera quincena de julio en el mercado eléctrico español son claros: julio ya es el mes más caro de 2026.

La media del PVPC (Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor) se sitúa en 151 €/MWh, mientras que el mercado mayorista OMIE alcanza los 149,27 €/MWh, ambos máximos anuales.

Pero la noticia no está solo en la media.

El lunes 6 de julio el precio mayorista aumentó un 57,59 % en un solo día, pasando de 63,81 a 100,55 €/MWh. Además, las jornadas con mayor producción solar siguen mostrando un comportamiento cada vez más habitual: precios próximos a cero durante las horas centrales del día y picos superiores a 280 €/MWh entre las 21:00 y las 22:00.

En un escenario como este, la diferencia entre disponer de un sistema de gestión energética (EMS) o gestionar la energía únicamente a partir de la factura es sencilla: unas empresas entienden qué está ocurriendo mientras sucede; otras solo lo descubren cuando reciben el recibo.

¿Por qué julio se ha convertido en el mes más caro del año?

Tres factores explican el comportamiento del mercado eléctrico durante este mes.

El primero es el incremento de la demanda de refrigeración. A última hora del día, cuando disminuye la producción fotovoltaica, hogares y empresas aumentan simultáneamente el uso de sistemas de climatización.

El segundo es el papel de los ciclos combinados de gas, que vuelven a marcar el precio precisamente en esas horas de mayor demanda. La tensión sobre el mercado europeo del gas, agravada por el conflicto en Oriente Medio y el bloqueo del estrecho de Ormuz, mantiene elevados esos costes.

El tercero es la operación reforzada del sistema eléctrico implantada tras el apagón del 28 de abril. Red Eléctrica mantiene una programación reforzada, con un mayor recurso a determinadas tecnologías cuando es necesario garantizar la estabilidad de la red.

A este escenario se suman dos cambios estructurales que ya hemos comentado en el blog:

• Desde el 28 de mayo, el mercado eléctrico opera en cuartohorario, con 96 precios diarios en lugar de 24, haciendo mucho más visibles los picos y los valles del precio. Este cambio y sus implicaciones para las empresas se explican con más detalle en nuestro artículo sobre cómo leer el mercado cuartohorario desde la gestión energética.
• La recuperación progresiva del impuesto sobre el valor de la producción eléctrica durante el tercer trimestre también influye en el coste final de la electricidad.

Para una empresa, la lectura es sencilla:

El mes en el que peor gestionas tu consumo suele ser también el mes en el que más pagas por la electricidad.

¿Qué significa esta subida para las empresas?

El problema no es únicamente que la electricidad sea más cara. El verdadero problema es no saber cuándo, dónde y por qué ese incremento está afectando al negocio.

Cuando los precios cambian cada quince minutos, trabajar únicamente con la factura mensual significa llegar siempre tarde. Sin información en tiempo casi real resulta mucho más difícil detectar desviaciones, reorganizar consumos o aprovechar las horas más favorables.

Ahí es donde un sistema de gestión energética deja de ser una herramienta para visualizar datos y pasa a convertirse en una herramienta para tomar decisiones.

4 cosas que un EMS hace cuando sube el precio de la electricidad

1. Conocer el coste real con un sistema de gestión energética

La factura llega semanas después. Un EMS conectado al mercado eléctrico permite cruzar el precio cuartohorario de OMIE con la curva real de consumo de la empresa para conocer cuánto ha costado cada periodo de quince minutos.

La media mensual explica cómo evoluciona el mercado. El perfil de consumo explica cómo afecta realmente a tu empresa.

2. Identificar las horas que más impacto tienen en la factura

En muchos casos, entre un 8 % y un 12 % de las horas del mes concentran entre un 25 % y un 35 % del coste eléctrico total.

Detectarlas mientras el mes sigue abierto permite valorar medidas como desplazar determinadas cargas, escalonar la climatización o reorganizar ciertos procesos antes de que ese coste quede consolidado.

Cuando existen varias líneas, centros o procesos comparables, este análisis también puede complementarse con técnicas de benchmarking energético interno para localizar dónde se concentran las desviaciones y las oportunidades de mejora.

3. Actuar cuando todavía hay margen de decisión – Alarmas cuartohorarias

Las alertas dejan de tener valor cuando llegan al día siguiente. Un EMS puede avisar cuando el precio supera determinados umbrales para facilitar decisiones como adelantar una parada programada, desplazar un proceso de producción o retrasar el encendido de determinadas zonas.

La diferencia no está únicamente en disponer del dato, sino en recibirlo cuando todavía es posible actuar.

4. Simular inversiones con datos reales

Las últimas medidas incluidas en el Real Decreto-ley 7/2026 amplían las posibilidades del autoconsumo compartido y del almacenamiento energético, incluyendo la ampliación de la distancia máxima para el autoconsumo colectivo hasta cinco kilómetros.

Un sistema de gestión energética permite simular cómo habría cambiado el comportamiento económico de la instalación utilizando el perfil real de consumo de la empresa.

De este modo, las decisiones sobre instalaciones fotovoltaicas o baterías dejan de basarse en estimaciones generales y pasan a apoyarse en datos propios.

Del dato a la decisión

Los meses caros son también los meses que más justifican la inversión en una plataforma seria. Tres números concretos que un directivo entiende en cinco segundos.

1. Coste medio del mes: para una empresa con un consumo aproximado de 5 GWh al año con perfil típico terciario, el paso de junio a julio significa un incremento de coste eléctrico del orden de 10.000 a 15.000 euros en el mes. Con vista al mes, ese dinero se puede evitar en parte: desplazamiento de cargas y ajuste de contratación. Sin vista, se paga entero.
2. Coste evitable típico: entre un 3% y un 8% del coste total mensual si hay flexibilidad operativa real. En un mes de julio a 151 €/MWh medio, para esa misma empresa son varios miles de euros que dependen de decisiones que se toman en el momento, no en el resumen del mes siguiente.
3. Ventana de oportunidad: los meses caros duran semanas, no meses enteros. Un EMS que enseña coste evitable a la semana en curso es diferente de uno que reporta al mes siguiente.

El objetivo no es predecir el precio de la electricidad. El objetivo es identificar qué parte del coste puede evitarse y tomar decisiones antes de que llegue la factura.

¿Cómo ayuda PowerCloud en este escenario?

PowerCloud está diseñado para trabajar precisamente en este tipo de situaciones.

Integra los precios cuartohorarios de OMIE con las curvas de consumo obtenidas a través de Datadis, permite configurar alertas, analizar el coste por franjas horarias y simular escenarios de autoconsumo y almacenamiento utilizando los datos reales de cada instalación.

Más que ofrecer información, ayuda a convertir los datos en decisiones mientras el mes sigue en curso.

¿Quieres saber cómo está afectando esta subida a tu empresa?

En una sesión guiada de 20 minutos, uno de nuestros especialistas analizará contigo el comportamiento energético de tu empresa y te mostrará cómo un sistema de gestión energética puede ayudarte a reducir el impacto de las últimas subidas del precio de la electricidad.

Si todavía no dispones de tu curva de consumo, podemos obtenerla desde Datadis, la plataforma que centraliza el acceso a los datos de consumo eléctrico de los distribuidores, con tu autorización.

Reserva una sesión con nuestro equipo y descubre dónde están hoy tus principales oportunidades para gestionar mejor el coste energético.

La entrada Julio registra el precio de la electricidad más alto de 2026: cómo un sistema de gestión energética (EMS) ayuda a reducir el impacto de esta subida se publicó primero en Powercloud.

Desde el 28 de mayo de 2026, el mercado eléctrico mayorista español publica precios con resolución cuartohoraria. Es decir, 96 precios diarios en lugar de los 24 precios horarios tradicionales.

Este cambio se conoce como mercado cuartohorario o MTU15, porque cada período de negociación tiene una duración de (15 minutos) también llamada ISP15 —siglas de Imbalance Settlement Period. Para las empresas, no es solo una modificación técnica del mercado eléctrico: cambia la forma de leer el consumo, interpretar el coste energético y valorar la flexibilidad operativa.

La lectura corta es esta: la energía ya no se entiende solo por horas. Ahora importa más que nunca saber en qué cuarto de hora consumes, cuánto consumes y qué precio tenía la energía en ese momento.

Qué es el mercado cuartohorario y por qué se ha implantado

Hasta ahora, el mercado mayorista funcionaba con resolución horaria. Por ejemplo, el periodo de 09:00 a 10:00 tenía un único precio. Con la resolución cuartohoraria, esa misma hora se divide en cuatro periodos:

El cambio forma parte de la adaptación europea de los mercados eléctricos y responde a la implantación de la negociación con unidad de tiempo cuartohoraria, conocida como MTU15. La resolución publicada en el BOE sobre las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario recoge esta adaptación.

El objetivo es mejorar la integración de renovables, ajustar mejor las señales económicas del sistema y facilitar que consumidores y empresas puedan aprovechar su flexibilidad energética. La CNMC también ha explicado este camino hacia un mercado mayorista con precios cada cuarto de hora.

En un sistema con más generación renovable, más variabilidad de precios y más necesidad de ajuste, una lectura horaria empieza a quedarse corta.

Las cuatro cosas que cambian para tu gestión energética

1. Los picos y valles se ven con más detalle

La media horaria podía suavizar lo que ocurría dentro de una hora.

Ahora, si en un tramo de 15 minutos aparece un pico de precio o un incremento brusco de consumo, se ve con más precisión. Lo mismo ocurre con los valles: si durante un cuarto de hora el precio cae por alta producción renovable, ese momento queda identificado.

OMIE ya muestra los precios del mercado diario por periodos cuartohorarios, como H1Q1 para el tramo de 00:00 a 00:15.

Para una empresa, esto cambia la lectura del coste energético. Ya no basta con mirar el promedio horario o mensual. El detalle cuartohorario permite entender mejor cuándo se concentra el consumo y en qué momentos puede tener más impacto económico.

2. La flexibilidad operativa gana valor

Si una instalación puede desplazar una carga, retrasar un arranque, adelantar una parada o ajustar un proceso, ahora puede valorar esas decisiones con más precisión.

Mover una carga de las 14:00 a las 14:15 puede parecer un cambio pequeño. Pero si el precio cambia entre un cuarto de hora y otro, la decisión puede tener impacto.

Esto es especialmente relevante en procesos con cierta capacidad de ajuste: bombeo, refrigeración, climatización, secado, hornos, compresores, recarga de vehículos eléctricos o almacenamiento.

La flexibilidad deja de ser una idea general y empieza a medirse en tramos concretos.

3. La contratación eléctrica cambia de granularidad

Las comercializadoras están adaptando sus productos a este nuevo escenario. Algunas ofertas ya trabajan con referencias cuartohorarias; otras mantienen estructuras horarias o agregadas.

Por eso, si una empresa va a renovar contrato eléctrico, conviene hacer una pregunta muy concreta:

¿En qué resolución se está cotizando mi perfil de consumo: horaria o cuartohoraria?

No es una cuestión menor. Si el mercado da una señal cada 15 minutos, pero el contrato sigue leyendo el consumo de forma más agregada, puede perderse parte del ajuste. La contratación ya no debería analizarse solo por precio medio. También importa cómo se cruza ese precio con la curva real de consumo.

4. La factura sigue agregando, pero la gestión está en el detalle

La factura mensual seguirá siendo necesaria, pero no es suficiente para gestionar.

El detalle accionable está en otro sitio: en la curva de consumo cuartohoraria y en los 96 precios diarios del mercado.

Trabajar solo con la factura equivale a mirar el resultado final sin entender cómo se ha llegado hasta ahí. Para detectar picos, desviaciones, cargas desplazables o tramos de mayor coste, hace falta bajar al dato operativo.

La medición horaria resume. La medición cada 15 minutos revela.

Tres acciones para esta semana

Comprueba si tienes curva cuartohoraria disponible

• El primer paso es saber si tu suministro ya dispone de curva en resolución de 15 minutos.
• Puedes consultarlo a través de tu distribuidora, comercializadora o mediante plataformas como Datadis, siempre con la autorización correspondiente. Datadis permite acceder a los datos de consumo eléctrico de distintos puntos de suministro, incluso cuando están conectados a diferentes distribuidoras

En suministros telemedidos, esta información suele estar disponible. En otros casos, puede depender de la configuración del contador y del tipo de suministro.

Pregunta a tu comercializadora cómo está tratando el dato cuartohorario

No basta con saber el precio del contrato. Conviene entender cómo se está aplicando la nueva granularidad.

Algunas preguntas útiles:

• ¿El contrato se liquida con referencia horaria o cuartohoraria?
• ¿Cómo se cruza mi curva de consumo con el precio de mercado?
• ¿Existe una simulación comparativa entre producto horario y producto cuartohorario?
• ¿Qué impacto tendría desplazar cargas a otros tramos?

La diferencia no está solo en el precio. Está en el ajuste entre contrato, mercado y consumo real.

Identifica cargas con flexibilidad operativa real

No todas las empresas pueden mover consumos con facilidad. Pero muchas sí tienen ciertos procesos ajustables.

El objetivo no es cambiar toda la operación. El primer paso puede ser identificar una o dos cargas con margen de flexibilidad: bombeo, frío industrial, climatización, recarga, compresores, secado o procesos auxiliares.

A partir de ahí, se puede simular qué ocurriría si esas cargas se desplazan a otros tramos cuartohorarios.

La mirada PowerCloud

Powercloud integra desde el primer día el dato cuartohorario de OMIE, para cruzarlo con la curva real de consumo de cada instalación.

Esto permite visualizar cómo se distribuye el consumo en cada tramo de 15 minutos, detectar picos o desviaciones y analizar en qué momentos se concentra el impacto económico de la energía.

Con esta información, una empresa puede comparar escenarios, simular desplazamientos de carga, revisar modalidades contractuales y conservar histórico con una granularidad útil para análisis, auditorías o trazabilidad energética.

También puede aportar valor en expedientes CAE, donde no basta con haber conseguido un ahorro: hay que poder demostrarlo con datos comparables, trazables y reconstruibles.

La clave no es tener más datos… la clave es convertir esos datos en información útil para tomar decisiones.

Próximo paso: qué exige el cuartohorario a una plataforma de gestión energética

Este artículo explica el qué: ¿qué cambia con la llegada de los 96 precios diarios? y por qué importa para la gestión energética. El siguiente paso es entender el cómo.

Trabajar con datos cuartohorarios exige una plataforma capaz de gestionar más volumen de información, integraciones con OMIE, curvas de consumo, simulaciones, histórico y visualizaciones útiles para la toma de decisiones.

Porque medir cada 15 minutos no sirve de mucho si después el dato queda aislado, desordenado o difícil de interpretar.

¿Quieres ver cómo se comporta tu consumo en resolución cuartohoraria?

Podemos cruzar tu curva de consumo con el OMIE cuartohorario del último mes y mostrarte dónde se concentran los principales picos, desviaciones y oportunidades de ajuste.

Si no tienes la curva descargada, podemos ayudarte a obtenerla a través de Datadis con tu autorización.

La entrada Mercado eléctrico cuartohorario: qué cambia para la gestión energética de las empresas se publicó primero en Powercloud.