El precio de la luz en España ha encadenado jornadas por encima de 120 euros por MWh este martes. Detrás del repunte conviven el gas TTF en máximos desde enero de 2023, el calor extremo y un sistema eléctrico que vuelve a mostrar su fragilidad al anochecer.
La referencia del mercado mayorista, el pool, cerró el pasado viernes en 113,98 euros por MWh. Tras un leve respiro durante el fin de semana, las subastas para este martes lo han situado en 120,35 euros por MWh, según los datos publicados por OMIE.
El gas TTF en máximos desde 2023 eleva el precio del pool
El detonante financiero es el gas natural europeo. El contrato de referencia en el hub holandés TTF supera los 65 euros por MWh, y se instala en niveles que no se veían desde enero de 2023. La causa principal apunta al bloqueo del estrecho de Ormuz, que ha reabierto la prima de riesgo sobre las rutas de suministro de Oriente Próximo.
Con los ciclos combinados marcando precio marginal durante la tarde y la noche, el gas caro se traslada de forma directa al mercado eléctrico. A las 21:30 de este martes, el pool se dispara hasta 226,83 euros por MWh, mientras que a las 14:30 cae a 3,43 euros en plena producción fotovoltaica.
Los contratos de futuros también alimentan la tensión. Descuentan ya una prima de riesgo para el segundo semestre asociada al gas caro, a la incertidumbre sobre las rutas de suministro de Oriente Próximo y a la necesidad de llenar las reservas europeas antes del invierno. La fotovoltaica no basta para calmar esas primas cuando el sol no está.
La demanda tampoco ayuda. En julio subió un 14% respecto al mismo mes del año anterior y en agosto lo hace un 6%, con los aires acondicionados como protagonistas en las horas centrales del día. La baja producción eólica, típica de los periodos anticiclónicos, ha completado el cóctel.
El gas TTF supera los 65 euros por MWh y los ciclos combinados lo trasladan al anochecer: 226,83 euros por MWh no es un pico aislado.
En junio, el pool promedió 69,59 euros por MWh, un 4,1% menos que en el mismo mes del año anterior. En julio saltó a 104,75 euros por MWh, un máximo de dieciséis meses y una subida superior al 50% respecto a junio.
La volatilidad extrema: de 3,43 euros a 226,83 en siete horas
La oscilación intradiaria es el dato más llamativo. La energía fotovoltaica cubre cerca del 60% de la demanda peninsular en las horas de mayor radiación, lo que hunde el precio hasta casi cero. Al atardecer, sin apenas sol y con poco viento, los ciclos combinados suben al escenario.
El pasado viernes, el PVPC llegó a una media de 177,77 euros por MWh, con picos superiores a 300 euros. En la hora más cara, las 21:00, marcó 339,70 euros, frente a los poco más de 36 euros de las 12:00 a las 14:00.
La tarifa regulada no se ha librado del repunte, pese a que desde este año solo un 40% de su fórmula depende del pool y el 60% se calcula con una cesta de futuros. Ayer lunes el PVPC cerró en una media de 171 euros por MWh, según datos de Red Eléctrica.
El PVPC es la tarifa regulada a la que están acogidos ocho millones de hogares con menos de 10 kV de potencia. Su fórmula mixta no la ha blindado del entorno de precios: la operación de ajuste del sistema se paga aparte y se traslada al recibo regulado.
Quienes mantienen un contrato fijo en el mercado libre no notan estas variaciones de inmediato. La factura de la luz se encarecerá para ellos cuando venza el contrato, habitualmente a los doce meses, y la renovación recoja las primas de riesgo actuales.
Por qué la operación reforzada encarece la factura y complica la transición
La operación reforzada de Red Eléctrica, que mantiene desde el apagón de abril de 2025, consiste en programar de forma masiva centrales de ciclo combinado de gas. Son síncronas y ofrecen control dinámico de tensión para evitar riesgos de apagones, pero no casan en el mercado diario y se pagan por una vía: los servicios de ajuste.
Las críticas del sector apuntan a que ese modo de operar comienza a ser más caro que la propia energía. En julio, los costes del sistema situaron el precio final en 122,82 euros por MWh, un sobrecoste que fuentes del sector califican como una forma de operar que supera la prudencia. Red Eléctrica ha defendido en cambio que el impacto del mecanismo es mínimo.
El pasado jueves, el operador activó por segunda vez en agosto el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda. Durante dos horas se pararon 832 megavatios de capacidad industrial, que dejaron de consumir unos 1.500 MWh a cambio de 116 euros por MWh.
El sobrecoste de la operación reforzada ya supera a la energía en algunos tramos: en julio añadió presión al precio final hasta 122,82 euros por MWh.
El episodio devuelve al sistema a los extremos de la crisis de 2022: precios cercanos a cero al mediodía y superiores a 226 euros al anochecer. La brecha no responde solo al gas caro, sino a la escasa capacidad de almacenamiento y a un consumo que apenas se desplaza hacia las horas solares. La eólica, además, no ha acompañado en plena canícula anticiclónica.
Los futuros de gas y electricidad ya incorporan una prima de riesgo para el segundo semestre. La incógnita no es solo si Ormuz se desbloquea, sino si el sistema aprovecha la abundancia solar del mediodía con baterías y demanda flexible antes de que el invierno vuelva a tensar la factura de la luz.
