El 1 de octubre de 2025 quedará marcado en la historia del sector eléctrico español, ya que la subasta del mercado diario dejó atrás los precios horarios para fijar valores cuartohorarios, multiplicando por cuatro la resolución del sistema.

Lo que antes se medía en 24 precios al día pasa ahora a 96, alineando por primera vez toda la cadena del mercado —desde la casación principal hasta los desvíos— en una misma granularidad.

La primera jornada ya evidenció la volatilidad que puede emerger en cuestión de minutos: el precio mínimo se fijó en 6,67 €/MWh entre las 15:00 y las 15:15, mientras que el máximo trepó a 230 €/MWh entre las 21:30 y las 22:00. En apenas una hora se registraron desplomes de más de 65 €/MWh y, en otros tramos, diferencias casi planas.

El nuevo esquema afecta directamente a la gran industria y a los consumidores con potencias superiores a 50 kW, cuyos contadores ya miden en bloques de 15 minutos.

Para ellos, la facturación reflejará con exactitud cada tramo horario. “Una planta que antes programaba su arranque a las 7:00 porque la hora completa era barata, ahora podrá desplazarlo a las 7:45 si ese cuarto resulta más económico. La optimización deja de ser aproximada y pasa a ser quirúrgica”, señaló Aníbal Martín Rolla, Consultor energético de FEBO Energía, en diálogo con Strategic Energy Europe.

Desde el lado solar, la visión es positiva aunque prudente. Cristina Torres-Quevedo, Directora Financiera y de Regulación de UNEF, explicó que “va a dar una señal de precio más ajustada a las empresas y permitirá reducir las desviaciones entre la energía programada y la real. Pensamos que es bueno para las generadoras y para el sistema, aunque todavía es pronto para medir su impacto”.

A su juicio, esta dinámica también abre la puerta a estrategias de gestión más activas de los activos solares, con la posibilidad de casar más operaciones en determinados momentos y mejorar la rentabilidad en escenarios de mayor volatilidad.

La transición a precios cuartohorarios también supone un reto para los operadores: el volumen de datos del mercado diario se multiplica por cuatro.

Modelos de forecasting, telemedida y software de optimización se vuelven indispensables para comercializadoras y agregadores que deberán navegar con precisión de relojero.

“Los márgenes de error se reducen a la mínima expresión. Las empresas que no adapten sus modelos de previsión y gestión de demanda estarán asumiendo riesgos innecesarios”, advirtió Rolla, subrayando que la clave ya no es solo acceder al precio medio, sino saber aprovechar la curva completa de picos y valles.

La otra cara del cambio está en la oportunidad que se abre para el almacenamiento y la gestión de la demanda. Baterías que cargan en tramos baratos y descargan en caros, procesos industriales que se ajustan un cuarto de hora y ahorran miles de euros al año, y agregadores que empaquetan flexibilidad en productos comercializables encuentran en este nuevo esquema un terreno fértil. “Con este esquema, la flexibilidad deja de ser un recurso secundario y pasa a ser el activo central del sistema”, concluyó Rolla.

La medida responde a una obligación europea en el marco del Reglamento CACM. El país se suma a la tendencia continental hacia mercados más granulares, un paso imprescindible para integrar renovables intermitentes y reforzar la seguridad de suministro.

El estreno del mercado cuartohorario no es solo un cambio de calendario. Es un nuevo tablero de juego donde la competitividad dependerá de la capacidad para gestionar datos, anticipar precios y movilizar flexibilidad en tiempo real. Los actores que reaccionen primero capitalizarán la transición; los demás deberán adaptarse más tarde, probablemente a un mayor coste.