El mercado eléctrico alemán está hoy tan estrechamente ligado al tiempo como casi ningún otro sector económico. Con una cuota de energías renovables de casi el 60 por ciento de la generación total, ya no es principalmente la demanda la que determina el precio de la electricidad, sino la cuestión: ¿brilla el sol, sopla el viento y con qué exactitud se puede predecir?
Mientras que Pronóstico del tiempo antes para el Mercado de la energía era solo una información secundaria, hoy en día es una de las informaciones más importantes para todos los actores del mercado eléctrico. Para las previsiones meteorológicas precisas y con resolución regional, ha surgido un mercado independiente y altamente especializado. Se consideran un factor de entrada crítico para la gestión de redes, la bolsa eléctrica y la operación económica de Almacenamiento en batería (BESS).
Tres grupos objetivo y diferentes requisitos de datos meteorológicos
Operadores de red: horarios, energía de regulación y redispatch
Los operadores de redes de transporte y distribución necesitan previsiones meteorológicas para planificar la operación de las centrales eléctricas y la utilización de la red. Si la inyección real de energía eólica y fotovoltaica difiere de la previsión, amenazan cuellos de botella en la red – la consecuencia son las medidas de redispacho, es decir, intervenciones a corto plazo en el funcionamiento de las centrales eléctricas y las instalaciones de generación.
La dimensión de este problema se muestra en las cifras actuales: los costes provisionales para la gestión de cuellos de botella en la red aumentaron un cuatro por ciento en 2025 hasta alcanzar unos 3100 millones de euros, aunque el volumen total de las medidas se mantuvo casi invariable en torno a los 30,3 teravatios-hora.
Cabe destacar que, en 2025, hubo que reducir la potencia de las instalaciones fotovoltaicas en un 94 % más que el año anterior, un efecto directo de una inyección de energía fotovoltaica cada vez más precisa, pero también cada vez más volátil, que lleva al límite a la red de distribución en los días soleados. Para los operadores de red, la previsión meteorológica no es, por tanto, un simple «extra» a la hora de planificar, sino que tiene una repercusión directa en los costes.
Más información: Redespacho – Técnica, Procesos y Futuro
Comercializador de electricidad: Previsión de precios para Day-Ahead e Intraday
Para los participantes en el mercado del comercio de electricidad, la previsión meteorológica es la base de cualquier estimación de precios. Dado que la inyección eólica y fotovoltaica influye directamente en el orden de mérito (merit order), lo decide la Calidad de predicción sobre Ganancia o pérdida en el mercado diario e intradía.
La volatilidad que surge de ello es ahora extrema: los precios de EPEX alcanzaron en 2025 un intervalo de –130 a +583 €/MWh. En la primera mitad de 2026 incluso eran precios de – 499 a + 747 €/MWh. El número de horas con precios de la electricidad negativos se situó en torno a 457 en 2024 y en 573 en 2025, con una tendencia que sigue al alza.
Al mismo tiempo, el diferencial intradía medio aumentó de 6 ct/kWh (2020) a 11,7 ct/kWh (2025), con una previsión de 15 a 20 ct/kWh para 2030. Quien conozca la nubosidad regional o una calma de viento local horas antes y con mayor precisión que el mercado podrá operar con estos picos de precios de forma específica; quien no pueda hacerlo, los pagará.
Operadores de BESS: Programas, arbitraje y control de multiuso
Para los operadores de sistemas de almacenamiento de baterías, ambos aspectos se resumen en una cuestión económica fundamental: ¿cuándo cargar y cuándo descargar? La optimización de los programas de un BESS en operación FTM (Front-of-the-Meter) depende directamente de la precisión de la previsión de precios y, por tanto, de la predicción meteorológica. cada pico de precio perdido es arbitraje perdido, cada carga mal cronometrada es una pérdida económica real.
Esto es aún más cierto cuanto más granular es la estrategia de ingresos: un almacenamiento que practica la acumulación de ingresos (revenue stacking), es decir, múltiples fuentes de ingresos como Comercio del día anterior, Trading Intraday y Energía de control combinados: requieren datos meteorológicos precisos y a corto plazo para cada uno de los niveles de toma de decisiones.
De la predicción a la hoja de ruta – brevemente explicado
Los servicios meteorológicos y los proveedores especializados en meteorología energética elaboran sus previsiones basándose en modelos numéricos de predicción meteorológica (NWP), que se calculan varias veces mediante métodos de conjunto con condiciones iniciales ligeramente diferentes, con el fin de reflejar un abanico de posibles evoluciones. En este contexto, lo decisivo para el mercado energético no es tanto el modelo en sí mismo como la resolución regionalUna previsión media a nivel nacional dice poco sobre si en dos horas habrá calma chicha sobre un parque eólico concreto en Schleswig-Holstein. Cuanto más fina sea la resolución espacial y temporal, más negociable se vuelve la información y más cara su adquisición.
Agregadores como usuarios intensivos de datos meteorológicos
Lo serio que se toma el sector este tema se demuestra en Agregadores de flexibilidad, que coordinan carteras de BESS en modo FTM. Para ellos, la inversión en datos meteorológicos lo más precisos y de alta resolución posible no es una partida de costes de TI, sino un motor de ingresos directo. Cualquier precisión adicional en la previsión a corto plazo mejora la optimización de los horarios en todo la cartera coordinada y se multiplica por el número de instalaciones gestionadas.
Agregadores que gestionan grandes carteras de almacenamiento transfronterizas, como los socios de CUBE CONCEPTS Segunda Fundación o inspirado, se encuentran, por tanto, entre los actores del mercado con mayor interés económico en la calidad de las previsiones. Por ello, colaboran estrechamente con institutos de investigación meteorológica, servicios meteorológicos comerciales y empresas de tecnología climática, y apoyan activamente su labor.
Extremos meteorológicos como prueba de estrés para el mercado energético
Ya hemos descrito en detalle en nuestras propias publicaciones hasta qué punto las distintas situaciones meteorológicas pueden desequilibrar el mercado:
- Oscuro abatimiento – cuando se producen simultáneamente la falta de viento y de radiación solar y disparan la carga residual
- Heloísa y Hellbrise el primer fin de semana de mayo de 2026 – cuando el exceso de energía eólica y fotovoltaica se produce simultáneamente y empuja los precios a terreno negativo
- Ola de calor – cuando coinciden la necesidad de refrigeración, las pérdidas de eficiencia fotovoltaica y las restricciones en las centrales eléctricas
Todos los escenarios tienen en común que están relacionados con el clima, se manifiestan de forma diferente a nivel regional y solo son económicamente manejables si se predicen a tiempo y con precisión regional.
Por qué las previsiones meteorológicas erróneas resultan caras
Los costes de un error de previsión provienen fundamentalmente de la diferencia entre el precio al que se ha cubierto una posición y el precio al que debe realizarse la compensación real en el mercado intradiario o mediante energía de balance. Con precios intradiarios muy volátiles —que ahora registran un diferencial medio de 11,7 ct/kWh—, un error de cálculo a corto plazo en la nubosidad o la velocidad del viento ya puede suponer una diferencia económica significativa. A nivel de sistema, esto se suma a las cifras multimillonarias mencionadas al principio en la gestión de congestiones de la red.
Perspectiva: La previsión meteorológica y la del mercado energético convergen
Con la cuota en aumento de las energías renovables, este acoplamiento de datos meteorológicos y de mercado se intensificará aún más. Los modelos meteorológicos basados en IA, con tiempos de cálculo más cortos y una mayor resolución, combinados con la conexión directa a los sistemas de optimización de precios y de programación, se están convirtiendo cada vez más en el estándar. Esto no solo se aplica a los agregadores especializados, sino a cualquier participante del mercado que busque ingresos FTM como Acumulación de ingresos desea desarrollar económicamente de manera viable.
Preguntas frecuentes
¿Por qué se han vuelto más importantes las previsiones meteorológicas para el mercado eléctrico?
Porque las energías renovables representan ahora una gran parte de la generación de electricidad y su aportación depende directamente del tiempo. Cuanto más precisa sea la previsión meteorológica, mejor se podrán planificar la gestión de la red, el comercio y los programas de almacenamiento.
¿Cómo afecta un error de previsión al precio de la electricidad?
Si la inyección real de energía eólica o fotovoltaica se desvía de la previsión, la diferencia debe compensarse a corto plazo en el mercado intradiario o mediante energía de balance, a menudo a precios deutlich peores que los calculados originalmente.
¿Qué papel juega la resolución regional de los datos meteorológicos?
Una muy importante: los promedios nacionales dicen poco sobre la inyección real en una ubicación concreta. Para los gestores de redes, los comercializadores y los operadores de BESS, lo que cuenta es la previsión a corto plazo y lo más localizada posible.
¿Qué tiene que ver el redispatch con la previsión meteorológica?
Una parte importante de las medidas de redispatch se debe a que la inyección de energía eólica o fotovoltaica difiere de lo previsto y sobrecarga la red a nivel local. Unos mejores pronósticos ayudan a detectar estos cuellos de botella con mayor antelación y a gestionarlos de forma más específica.
¿Por qué invierten tanto los agregadores de BESS en datos meteorológicos?
Porque la optimización de los horarios de un sistema de almacenamiento en operación FTM depende directamente de la previsión de precios, y esta, a su vez, de la previsión meteorológica. En el caso de carteras grandes y transfronterizas, cada mejora en la calidad de las previsiones se multiplica en todas las instalaciones controladas.
Conclusión
Las previsiones meteorológicas precisas y regionales ya no son un mero detalle meteorológico, sino un factor económico central en el mercado energético. Para los operadores de redes, deciden sobre costes de redispatch de miles de millones; para los operadores comerciales, sobre ganancias y pérdidas en el volátil negocio intradiario; para los operadores de BESS (sistemas de almacenamiento de energía en baterías), sobre la rentabilidad de cada programa operativo individual. Quien comprenda esta relación y la integre en su estrategia operativa obtendrá una clara ventaja en un mercado cada vez más marcado por el clima.