Lo más destacado del mes
El mercado diario no da tregua: el spread intradiario ronda ya los 198 €/MWh y la banda de aFRR a Subir se ha disparado a 15 €/MW, su nivel más alto del último año.
OportunidadUna oportunidad excepcional para el almacenamiento: capaz de capturar esos spreads de arbitraje tan elevados —incluso de forma virtual— y de sumar, solo con la banda de secundaria, un upside extraordinario.
1. Mercado diario: ▲ 16.3% respecto a Septiembre 2026, 166,6 €/MWh de media
El precio del mercado diario cerró Octubre 2026 en 166,6 €/MWh: un 16.3% más que en Septiembre 2026 y más del 120% por encima de hace un año. Dentro del propio mes, el spread medio entre la hora más cara y la más barata del día fue de 213 €/MWh.
El perfil del mes, día a día
Esta gráfica superpone los 31 días de Octubre 2026, cuarto de hora a cuarto de hora: cada línea gris es un día completo, y la línea de color es el día "típico" (mediana).
2. RRTT: ▲ 14.9% respecto a Septiembre 2026
RRTT es, con diferencia, el mecanismo más voluminoso y más caro de los tres. La Fase 1 a Subir ha sido especialmente cara este mes, propiciada por el encarecimiento del gas y el dominio casi absoluto de los ciclos combinados (88% del volumen): se paga 160 €/MWh por encima del precio spot medio, el margen más ancho de los tres mecanismos de ajuste. Este coste no lo absorbe el mercado: lo paga la demanda en su totalidad, vía los cargos de servicios de ajuste (RRTT en Fase 1 y Fase 2 se reparte 100% entre los consumidores). Repartido entre toda la demanda del sistema este mes, ese coste agregado equivale a 57 €/MWh en cualquier factura — un 34% del propio precio del mercado diario.
Comparación por fase y sentido con Septiembre 2026 y Octubre 2025
Precio medio ponderado (izquierda) y volumen (derecha) de cada fase de RRTT, Subir y Bajar por separado, frente al mes anterior y al mismo mes del año anterior.
El curtailment: Fase 1 y Fase 2 a Bajar
El curtailment no remunerado (Fase 1 a Bajar) se remunera siempre al precio spot del momento — por diseño regulatorio, la retribución de un recorte es exactamente el lucro cesante de no vender en el mercado diario. Por eso lo relevante aquí no es el precio sino el volumen: este mes ha movido cerca de 0,57 TWh, con la solar como gran afectada (79% de las bajadas); el resto se reparte entre eólica (13.3%, parte en horas de madrugada sin sol) y otras tecnologías.
El curtailment remunerado (Fase 2 a Bajar) ha movido un volumen aún mayor, cerca de 1,75 TWh, con la eólica otra vez como protagonista (49% del volumen) — y es, de hecho, la tecnología que más se beneficia de recomprarse por debajo del spot en RRTT a Bajar: 7 €/MWh menos en Fase 2 y 57 €/MWh menos en tiempo real, siempre frente al precio spot del mismo cuarto de hora.
Fase 1 a subir se paga 160 €/MWh por encima del spot — el margen más ancho de los tres mecanismos
Cada línea fina es un día del mes · selector de días compartido entre los 6 paneles
Tecnologías: quién gana y quién paga
Por volumen, a Subir dominan los ciclos combinados en Fase 1 y Tiempo Real — la explicación directa de precios tan elevados — y la eólica y la solar en Fase 2 a Subir. A Bajar domina eólica en Fase 2 (49% del volumen), pero en Tiempo Real el mayor peso no es de una tecnología de generación: son los intercambios internacionales (30%) y el consumo de bombeo (16%) — la eólica, en ese bloque concreto, se queda en un 6.9%, muy por detrás.
En Fase 2 a Subir (184,9 GWh de volumen total este mes), eólica y solar capturan un upside medio de 34 y 28 €/MWh sobre el spot, con una cuota del 37% y 32% respectivamente. En tiempo real a Bajar (105,2 GWh en total, un mercado mucho más pequeño), la eólica se recompra 57 €/MWh más barata que el spot, pero con solo un 6.9% de cuota ahí; la solar, con mucha más cuota en ese mismo bloque (27%), parece haber tenido que ajustarse comprando más caro que el spot (4 €/MWh por encima) para evitar un coste de desvío aún superior.
3. mFRR y aFRR: terciaria ▲ 11.8% · secundaria ▲ 34.4% vs. Septiembre 2026
mFRR ha incrementado casi un 12% sus precios respecto a Septiembre 2026. Ha dominado la activación programada a Subir (646,53 GWh, frente a 325,04 GWh a Bajar), ya que el sistema ha vivido en un déficit de estimación constante y ha sido necesario acudir a este mecanismo para ajustar la producción al alza. La asignación de aFRR, con un volumen 5.8 veces menor que mFRR, se ha usado algo más para bajar producción que para subirla, aunque por poca diferencia (66,4 GWh frente a 84,7 GWh). La banda de reserva, que en ambos sentidos se ha establecido en torno a 1.221 MW, ha alcanzado a Subir su remuneración más alta en seis meses, mientras que a Bajar se ha mantenido relativamente estable.
La programada de mFRR se publica como un precio único, sin distinguir Subir de Bajar — pero al desglosarla por sentido (línea mFRR Subir/Bajar del gráfico, programada y directa combinadas), su evolución mes a mes resulta casi idéntica a la de aFRR asignación en el mismo sentido: una correlación de 0.99 a Subir y 0.87 a Bajar en lo que llevamos de año. Este mes, mFRR a Subir cerró en 221 €/MWh frente a 225 €/MWh de aFRR asignación a Subir. Es lo esperable: aunque se activan y se liquidan por separado, ambos mecanismos cubren el mismo desajuste real del sistema en el mismo momento, así que cuando ese desajuste se encarece (este mes, por el gas), el precio marginal sube en los dos a la vez.
aFRR tiene un coste de oportunidad asimétrico según el sentido en el que se comprometa potencia. A Subir hay que retener capacidad que si no se vendería en el diario, así que este mes comprometerse en vez de vender ahí ha dejado sobre la mesa 105 €/MWh-equivalente si finalmente no te activan. A Bajar, en cambio, no hay coste de oportunidad mientras no te activan — se sigue vendiendo el 100% en el diario.
Comparación con Septiembre 2026 y Octubre 2025
Precio medio ponderado (izquierda) y volumen (derecha) de mFRR por sentido, combinando programada y directa. Para aFRR, banda y asignación son magnitudes de naturaleza distinta (capacidad en MW frente a energía en MWh), así que ambos paneles usan eje doble, con Subir y Bajar siempre separados.
Tecnologías
Igual que en RRTT, los ciclos combinados han dominado la potencia a Subir con enorme diferencia (83% del volumen), mientras que a Bajar han dominado solar fotovoltaica y eólica (36% y 29% respectivamente).
mFRR a subir se paga 3 €/MWh por encima del spot; a bajar, los generadores se recompran 33 €/MWh más barato
Cada línea fina es un día del mes · selector de días compartido
Cada barra es el spread medio ponderado por volumen entre el precio real de esa tecnología en mFRR y el precio del mercado diario del mismo cuarto de hora — nunca una resta de dos medias mensuales (ver metodología en el anexo).
Lo más llamativo de este gráfico es el ciclo combinado a Subir: en mFRR su spread es de -3,8 €/MWh frente al spot — prácticamente plano, incluso ligeramente negativo — mientras que esa misma tecnología capta 159 €/MWh por encima del spot en RRTT Fase 1 a Subir, su mecanismo más rentable. La lectura más probable: los ciclos combinados no colocan todo el volumen que querrían en el mercado diario este mes —consistentemente más rentable para ellos que la terciaria— y la capacidad que les sobra la siguen ofreciendo en mFRR aunque sea a un precio apenas por encima (o por debajo) del spot, antes que dejarla sin vender.
El estado del sistema y la factura del generador
En cuanto al estado del sistema, este ha estado en déficit —infravalorando su propia producción— durante 25 de los 31 días del mes. En horas solares la tónica ha sido la opuesta, llegando a momentos de bastante más generación que demanda, compensados con mFRR a Bajar.
Para comprobarlo, se ha representado el coste medio de desviarse en horas solares (09:00-19:00) frente al resto del día: efectivamente, el coste de desviarse a Bajar aumenta en horas solares, aunque de media sigue siendo superior el de desviarse a Subir; fuera de horas solares, en cambio, desviarse a Bajar ha podido llegar a dar beneficios.
BESS y almacenamiento (bombeo)
La presencia de BESS sigue siendo muy limitada: apenas ha participado con una cuota del 0.04% en RRTT este mes. El bombeo —que también es almacenamiento, y la tecnología regulable más parecida a las BESS— sí ha tenido bastante más presencia, con un 5.6% en RRTT y un 2.7% en mFRR — una pista de hasta dónde puede crecer el almacenamiento el día que compita en volumen con las tecnologías que hoy dominan cada mercado.
6. Cierre
El mercado diario cerró en 166,6 €/MWh (▲ 16.3% vs. Septiembre 2026); RRTT ▲ 14.9%, mFRR ▲ 11.8% y aFRR ▲ 34.4% respecto al mes anterior.
La factura de Octubre 2026 la escribe el gas: los ciclos combinados dominan el 88% del volumen a Subir en RRTT Fase 1, un mecanismo que por sí solo ya pesa un 34% del precio del diario repartido entre toda la demanda. Y la banda de aFRR a Subir, pagada a 15 €/MW (máximos del año), confirma algo sencillo: estar listo para reaccionar vale cada vez más, aunque no llegues a producir ni un MWh. Ahí ninguna tecnología compite con una batería: entra y sale del mercado en segundos, sin desgaste. Ese es el margen.
En Maze Energy optimizamos tu activo para que aproveche el potencial de todos estos mercados — atendiendo a su localización en la red, su tecnología, su perfil de producción y su flexibilidad operativa, y a cualquier otro requerimiento específico de tu instalación.
Anexo — metodología y supuestos de cálculo
Cómo se calcula cada cifra del informe y qué hipótesis hay detrás, para quien quiera auditar el dato exacto detrás de cualquier gráfica de los capítulos anteriores.
Metodología: cómo se calcula cada cifra
- Precio medio de un mercado de ajuste/flexibilidad (RRTT, mFRR, aFRR), en general: siempre ponderado por volumen — se suma el gasto/ingreso total del periodo y se divide entre el volumen total, nunca una media simple de precios. Así un cuarto de hora con mucho volumen pesa más que uno casi vacío.
- Precio medio de mFRR (terciaria): igual criterio, ponderado por volumen a partir del detalle real de liquidación (I3DIA) de la activación programada y directa.
- Precio medio de aFRR (secundaria): ponderado por volumen, combinando sus dos componentes de retribución (reserva de banda en MW y energía de asignación en MWh).
- Spread por tecnología concreta (p.ej. "eólica en Fase 2 a Subir"): el mismo cálculo anterior, pero aplicado solo a las filas de esa tecnología — el precio real de esa tecnología en I3DIA, ponderado por su volumen en cada cuarto de hora, menos el precio spot del mismo día y mismo cuarto de hora. Un upside por tecnología solo es una cifra relevante si detrás hay cuota (% del volumen de ese mercado) y volumen total de mercado reales — un spread grande con cuota o volumen ínfimos es ruido, no una conclusión; por eso el informe siempre cita los tres datos juntos.
- Variación frente al mes anterior / mismo mes del año anterior: variación porcentual simple entre los precios medios ponderados de cada periodo.
- Cuotas por tecnología o por causa (RRTT, mFRR): porcentaje del volumen total que mueve cada tecnología/causa dentro del sentido y fase correspondiente, sumando Subir y Bajar por separado.
- Cuota de BESS / bombeo: porcentaje del volumen total del servicio (RRTT o mFRR) ese mes que corresponde a cada una de esas dos tecnologías.
- Días en déficit / superávit: un día cuenta como "en déficit" si, sumando todos sus cuartos de hora, el volumen neto de desvíos del sistema fue positivo (el sistema necesitó más generación de la prevista); "en superávit" si fue negativo.