El precio de la luz en España alcanzó 172 euros por MWh en la primera semana de septiembre, su nivel más alto desde diciembre de 2022. El promedio semanal del mercado mayorista se situó en 144,51 euros por MWh, un 36% más que la semana anterior, según los datos de AleaSoft Energy Forecasting.
El pool ibérico regresa a territorio de finales de 2022
Portugal cerró la semana en 144,71 euros por MWh, prácticamente el mismo promedio que el mercado español. La escalada fue idéntica en términos relativos: un 36% en ambos mercados, el mayor incremento semanal de todos los grandes mercados europeos. El 4 de septiembre, España marcó 169,50 euros por MWh y Portugal 170,36 euros; el 7 de septiembre los dos alcanzaron 172,07 euros por MWh.
Los precios diarios se mantuvieron por encima de 100 euros por MWh durante casi toda la semana, con un mínimo peninsular de 106,51 euros el 31 de agosto. La referencia anterior a esta escalada se sitúa en el 6 de diciembre de 2022: desde ese día no se veían precios diarios tan altos en el mercado ibérico.
Italia fue más allá. El promedio semanal italiano llegó a 202,89 euros por MWh, el más alto de Europa, y su precio diario subió hasta 218,93 euros por MWh el 7 de septiembre, el mayor desde el 31 de diciembre de 2022. En contraste, el mercado nórdico cerró en 86,05 euros por MWh, una brecha que refleja dos Europas energéticas cada vez más separadas.
El desplome de la eólica explica buena parte del salto. En España la producción eólica cayó un 40% y en Portugal un 55% respecto a la semana anterior. Al mismo tiempo, la solar creció un 13% en España y batió el récord de un día de septiembre con 267 GWh el 3 de septiembre; Alemania alcanzó 389 GWh el 6 de septiembre. Pero sin viento, la fotovoltaica no pudo sujetar los precios.
No hizo falta un corte de gas para encender la mecha: bastó una semana de viento flojo y demanda alta.
La demanda eléctrica añadió presión. España registró un aumento del 11%, el mayor entre los principales mercados, seguida de Italia con un 9,3% y Portugal con un 7,2%. La recuperación de la actividad tras agosto y una ola de calor que superó los 43 grados en Andalucía empujaron el consumo en la península.
El gas TTF alcanzó su nivel más alto desde enero de 2023 y convirtió la calma del viento en un problema de precios.
Gas, viento y demanda: la tormenta perfecta
El TTF fue el amplificador de la semana. El contrato front-month del gas europeo cerró el 2 de septiembre en 73,63 euros por MWh, el precio más alto desde el 10 de enero de 2023. El viernes 4, el cierre bajó ligeramente hasta 71,95 euros por MWh, un 7,4% más que el cierre del viernes anterior.
La tensión en el estrecho de Ormuz explica el repunte del gas licuado. El menor flujo de GNL procedente de Catar y Emiratos Árabes Unidos coincidió con una mayor demanda europea de gas, una combinación que elevó el coste de generación de los ciclos combinados en pleno episodio de calor ibérico.
El petróleo siguió la misma estela. Los futuros Brent para entrega más próxima alcanzaron 96,28 dólares por barril el 4 de septiembre, el nivel más alto desde el 25 de julio. Los derechos de emisión de CO2 para diciembre de 2026 cerraron la semana en 84,18 euros por tonelada.
Las previsiones para la semana del 7 de septiembre aportan un alivio parcial. AleaSoft espera descensos de precio en España y Portugal por la recuperación de la producción eólica en la península. En Alemania, Francia e Italia, sin embargo, la menor eólica prevista empujará los precios al alza. La tregua ibérica, si llega, dependerá del viento.
Qué separa a este repunte de la crisis de 2022
El dato de 172 euros por MWh asusta, pero conviene dimensionarlo. En agosto de 2022 el TTF llegó a superar con holgura los 300 euros por MWh, y los precios diarios del pool español coquetearon con registros muy superiores a los actuales. El máximo del 7 de septiembre remite a la parte final de aquel año, cuando la excepción ibérica ya había moderado la factura, no a la fase más aguda de la crisis.
Además, el origen del repunte es distinto. En 2022 el sistema temía un corte estructural del gas ruso y una escasez prolongada de combustible. Ahora el problema es una combinación de viento flojo, calor y un gas más caro por la nueva geopolítica del GNL. El pool no perdona la calma del viento, pero el sistema no parte de la misma fragilidad.
El riesgo más relevante no es que se repita 2022, sino que el mercado europeo acepte precios del gas por encima de 70 euros como normalidad. Mientras Ormuz siga bajo tensión, el suelo de generación con ciclos combinados será elevado. Eso mantiene al mercado ibérico sensible a cualquier semana de viento escaso.
La próxima referencia es el webinar de AleaSoft del 17 de septiembre, centrado en los mercados europeos y el almacenamiento. Servirá para comprobar si la corrección prevista se consolida o si la prima de riesgo geopolítico se ha instalado en los futuros del gas. En el mercado eléctrico, septiembre empieza con una lección: la dependencia del viento tiene un precio, y la geopolítica lo vuelve a marcar.
