Un encarecimiento de 10 euros por megavatio/hora (MWh) de gas natural ya no dispara el precio mayorista de la luz en España en 20 euros. Ahora, el impacto se ha reducido a entre 5 y 10 euros, la mitad o menos del efecto que sigue registrándose en Alemania o Italia. La causa es la imparable penetración de las renovables en el ‘mix’ eléctrico, que ha roto la histórica dependencia de las tecnologías fósiles como fijadoras marginales del precio. Así lo expone el Banco de España en su informe anual, hecho público este fin de semana.
Hasta 2021, la correlación era casi mecánica: para generar 1 MWh de electricidad se necesitan aproximadamente 2 MWh de gas, así que cada euro de subida del gas se trasladaba, en una ratio de 2 a 1, al precio de la electricidad. Con el despliegue masivo de eólica y fotovoltaica, esa sensibilidad ha caído por debajo del 1 en España, según detalla el supervisor.
El organismo que preside José Luis Escrivá cuantifica que un alza de 10 euros en el gas apenas se traduce ahora en 5-10 euros adicionales en el mercado mayorista eléctrico español, mientras que en Alemania e Italia la vieja relación de 2 a 1 permanece prácticamente intacta. La ‘excepción ibérica’ de 2022 fue un primer paso, pero es la nueva estructura del parque de generación lo que ha consolidado el cambio.
La nueva aritmética del precio mayorista: del 2 a 1 al 0,5 a 1
El desacople se ha reflejado con nitidez en los precios finales que paga la industria. Entre 2021 y el primer semestre de 2025, el precio de la electricidad para el sector industrial español subió aproximadamente 40 euros por MWh. En el resto de las grandes economías del euro, la subida media rozó los 80 euros por MWh. La diferencia no es coyuntural: el Banco de España atribuye esa ventaja competitiva a la menor dependencia del gas natural.
El dato ha quedado corroborado en el reciente repunte de los futuros del gas por la guerra en Irán. Mientras los contratos eléctricos italianos y alemanes registraron revisiones al alza marcadas, los futuros españoles mostraron una reacción mucho más contenida, confirmando que el mercado ya descuenta, al menos en parte, esa menor elasticidad al gas.
¿Qué significa para las grandes eléctricas del IBEX?
A priori, que el precio de la luz reaccione menos al gas podría parecer una mala noticia para los grandes generadores. Al fin y al cabo, los momentos de gas caro habían disparado los ingresos de las centrales de ciclo combinado y, en menor medida, de las renovables que capturan ese precio marginal elevado. Sin embargo, el panorama es más matizado.
Iberdrola y Endesa —y también Naturgy, aunque con un perfil más gasista— operan en un entorno en el que la estabilidad de los flujos y la previsibilidad regulatoria cada vez pesan más que los picos de volatilidad. Un mercado eléctrico menos expuesto al gas reduce la probabilidad de que los gobiernos vuelvan a imponer impuestos extraordinarios como el que en 2022 gravó los llamados ‘beneficios caídos del cielo’. Para los accionistas, esa menor presión fiscal es un factor de descuento que empieza a disiparse.
La menor exposición al gas no es un lastre para las utilities, sino un escudo contra los vaivenes regulatorios y un acelerador de la competitividad industrial española.
La otra cara: menor captura de precios pero mayor certidumbre
Conviene no caer en un optimismo sin matices. La misma penetración renovable que reduce la sensibilidad al gas también deprime los precios mayoristas en las horas de alta generación solar y eólica, el conocido efecto de canibalización. Para una compañía como Acciona Energía o para la propia Iberdrola, eso se traduce en una captura de precios más baja que en 2021, cuando el gas tiraba al alza de todo el mercado.
Ahora bien, la mayoría de la nueva capacidad renovable se contrata bajo PPAs a largo plazo o se apoya en marcos retributivos regulados, lo que aísla en buena medida el margen de los vaivenes del ‘pool’. Además, la fuerte inversión en redes y en almacenamiento que necesitará España para absorber más renovables ofrece otra vía de crecimiento regulado para las utilities. Los analistas de Renta 4 y de Bestinver Securities ya han destacado en informes recientes que esta menor volatilidad estructural favorece una revalorización de los múltiplos del sector, históricamente castigados por el riesgo de intervención.
La lectura más probable es que la transformación descrita por el Banco de España no solo abarata la factura industrial, sino que convierte a la Península en un polo atractivo para industrias electrointensivas que buscan costes previsibles. Un círculo virtuoso: más demanda eléctrica a largo plazo respalda la inversión en nueva capacidad renovable, que a su vez refuerza el desacople del gas. El riesgo, evidente, es que la canibalización se acelere antes de que llegue suficiente almacenamiento, castigando temporalmente las cuentas de resultados de los generadores puramente ‘merchant’.
Veredicto Merca2
Cotización al cierre o apertura: Iberdrola se movía con suaves alzas del 0,4% en la apertura del lunes, hasta los 11,30 euros por acción, mientras Endesa cedía un 0,1% en los 18,45 euros. El mercado apenas reacciona a informes de largo plazo, pero el contexto favorece la estabilidad de los flujos.
Clave técnica: El Ibex 35 cotiza en torno a los 10.200 puntos, con la prima de riesgo española en 67 puntos básicos. La ratio EV/EBITDA de Iberdrola, en 9,5x, descuenta un 12% frente a la media de las utilities europeas, lo que podría corregir si el mercado reconoce una prima por menor riesgo de intervención regulatoria.
Apunte macro: El diferencial industrial eléctrico frente a Alemania se ha reducido a la mitad, lo que podría traducirse en un mayor atractivo inversor para la industria pesada en España. Un dato que refuerza la posición competitiva del país y, de paso, la demanda eléctrica futura.
