El precio de la luz del 9 de septiembre deja cinco horas a 1 euro/MWh en el mercado mayorista. El promedio diario se situará en 107,76 euros/MWh, un 28,97% por debajo de los 151,73 euros/MWh de este martes, según datos del Operador del Mercado Ibérico de Energía (OMIE).
La sesión del miércoles entrega una curva de precios extrema, no plana. De 11:00 a 12:00, el precio caerá hasta 0,32 euros/MWh, el tramo más barato del día. La franja más cara se concentrará entre las 20:00 y las 21:00, con 205,52 euros/MWh. El contraste entre ambos tramos supera los 205 euros por MWh y devuelve al consumidor regulado una señal inequívoca: desplazar los consumos al mediodía y evitar la noche es la forma más directa de reducir el recibo.
Horas valle y horas punta del miércoles 9 de septiembre
Las cinco horas a 1 euro/MWh se concentran en la mañana y en las primeras horas de la tarde. Sin embargo, el resto de tramos mantienen precios elevados, con prácticamente todas las franjas por encima de 130 euros/MWh, de acuerdo con la publicación horaria de OMIE. El operador publica cada día los precios correspondientes a cada hora, lo que permite identificar los tramos más baratos y aquellos que conviene evitar.
La paradoja del miércoles es que un promedio diario de 107,76 euros/MWh convive con precios por debajo de 1 euro/MWh y con una punta de 205,52 euros/MWh. No se trata de un día barato para quien consume en las horas de mayor demanda. El ahorro depende de manera casi excluyente de la franja en la que se utilicen los grandes electrodomésticos.
El aviso para el consumidor regulado es directo: aprovechar las horas centrales del día tiene sentido, pero no elimina el coste de la cocina, la climatización o el agua caliente en las horas punta. Ajustar el consumo a los tramos económicos se ha convertido en la principal estrategia para amortiguar el recibo.
Las cinco horas a 1 euro/MWh concentran la señal de un sistema con excedentes solares al mediodía y consumo doméstico por la noche.
Por qué el PVPC no se desploma igual que el ‘pool’
Pese al desplome intradía, el precio del mercado mayorista no se traslada de forma directa al recibo del PVPC. La tarifa regulada toma un 40% del mercado diario y un 60% de una cesta de precios negociados a futuro. El objetivo es amortiguar la volatilidad del ‘pool’; la contrapartida es que las horas a 1 euro/MWh no producen una rebaja automática del recibo.
El PVPC amortigua la volatilidad, pero a cambio retrasa y difumina el ahorro de las horas más baratas del día.
Esa estructura amortigua pero no aísla. El PVPC incorpora otros costes, entre ellos los asociados a la operación reforzada que mantiene Red Eléctrica de España desde el apagón del año pasado. El resultado es que el encarecimiento acaba llegando en en el recibo regulado, aunque de forma distinta y con cierto retraso.
La situación es diferente para quienes tienen un contrato a precio fijo en el mercado libre. Una subida puntual del ‘pool’ no cambia de inmediato lo que pagan, porque el precio pactado les protege durante la vigencia del contrato. El impacto puede llegar más tarde, cuando toque renovar y la comercializadora decida trasladar el encarecimiento de la energía a las nuevas condiciones.
El recibo de agosto, el más alto desde octubre de 2022
El precio de la electricidad en el mercado mayorista subió un 70% en agosto frente al mismo mes del año anterior, hasta una media de 118 euros/MWh. Según los cálculos de FACUA-Consumidores en Acción, el coste para un consumidor medio con PVPC se situó en 96,65 euros. Es la factura de agosto más alta desde octubre de 2022, cuando alcanzó los 103,34 euros.
En términos interanuales, la subida es del 19,8%: hace un año, el recibo de agosto quedó en 80,71 euros. La serie de FACUA muestra la volatilidad del periodo: 78,21 euros en 2024, 73,21 euros en 2023 y 158,30 euros en 2022 para el perfil medio analizado, con 4,4 kW de potencia y 366 kWh de consumo mensual.
Parte de la presión procede de los cambios fiscales. El IVA de la luz volvió al 21% el 1 de junio, frente al 10% aplicado hasta entonces. A finales de ese mes, un nuevo decreto introdujo una reducción progresiva del IVPEE: del 7% actual pasará al 5% en 2026, al 3,5% en 2027 y desaparecerá en 2028. La rebaja del impuesto a la generación eléctrica va en sentido contrario al aumento del IVA en el recibo doméstico.
Con todo, la factura final también responde a decisiones de contratación. El informe de la OCU sobre 10.000 facturas del mercado libre entre octubre de 2025 y marzo de 2026 concluye que un 34% de los consumidores soporta una potencia contratada mayor de la que necesita, con un sobrecoste medio de 88 euros al año. Solo un 2% dispone de dos potencias diferenciadas. Para un perfil idéntico de consumo, la diferencia de factura puede llegar al 57%, unos 450 euros anuales.
Análisis: la curva del 9 de septiembre expone el precio de la rigidez del consumo
El caso del miércoles sirve para explicar por qué el precio horario importa más que el promedio diario. Un consumidor con PVPC y flexibilidad para mover la lavadora o el termo al mediodía captura precios inferiores a 1 euro/MWh; un hogar que cocina y climatiza a las 20:00 asume una referencia de 205,52 euros/MWh. La diferencia no es menor: en una misma vivienda, la factura del día puede variar según las horas elegidas.
El sistema mantiene una contradicción no resuelta. La señal horaria es cada vez más agresiva, pero la tarifa regulada suaviza el impacto con futuros y cargos fijos, por lo que el incentivo real de desplazar el consumo se debilita. Según los últimos datos de la CNMC, el 27,4% de los consumidores está acogido al PVPC y el 37,4% de los hogares mantiene una tarifa con el mismo precio en todas las horas. Gran parte del ahorro posible no se materializa.
Las cinco horas a 1 euro/MWh también reabren el debate sobre las señales de precios en un sistema con penetración renovable creciente. La generación solar y eólica tiende a concentrar los excedentes en las horas centrales del día; el consumo doméstico sigue concentrado en la noche. Ese desfase se ha convertido en el principal vector de ahorro para el consumidor activo. La condición pendiente es si el despliegue de contadores inteligentes y aplicaciones comerciales logrará traducir estos precios en decisiones masivas antes de que lleguen las tardes oscuras del invierno.
