El precio de la luz hoy sube un 23,3% en el pool, hasta 138,77 euros el megavatio hora de media. El gas natural, en cambio, cede más del 4% y se aleja del pico marcado hace una semana.
La contradicción es el dato de la jornada. Mientras el pool eléctrico cotiza al alza, el gas TTF holandés, la referencia europea, retrocede hasta los 75,70 euros por megavatio hora, con una caída del 4,08% a media mañana. Son dos señales que, sobre el papel, deberían moverse en la misma dirección.
El petróleo refuerza esa extrañeza. El Brent se abarata un 2,27% y cotiza en los 102,15 dólares por barril, después de haber llegado a tocar los 101,19 dólares durante la mañana. Los combustibles fósiles ceden. La electricidad, en cambio, se encarece.
No es un desajuste menor. El gas es la tecnología que fija el precio de la luz en la mayoría de las horas nocturnas, de modo que una caída del TTF suele anticipar un abaratamiento del pool. Esta vez, el orden de los factores se ha invertido.
El pool sube un 23,3% mientras el gas cae un 4% el mismo día
Los datos de OMIE sitúan la media diaria del mercado mayorista en 138,77 euros por megavatio hora para la sesión de este lunes, un 23,3% más que el día anterior. En las horas punta, entre las 20:00 y las 22:00, el precio de casación se aproxima a los 250 euros por megavatio hora, un nivel que no se repetía desde el invierno pasado.
El pool arranca la semana casi un cuarto por encima del domingo y devuelve a la noche el fantasma de los 250 euros por megavatio hora.
El gas hace lo contrario. Según los datos recogidos por EFE, a las 11:00 horas el TTF se dejaba un 4,08% y se instalaba en los 75,70 euros. El descenso llega después de una subida del 4% el viernes, que a su vez rompió con tres sesiones consecutivas de bajadas. El pico del mes se registró el 14 de septiembre, cuando el gas tocó los 84,53 euros, máximos de enero de 2023.
El gas baja, pero lo hace desde un pico que no se veía desde enero de 2023: la corrección de este lunes apenas recorta la escalada de los últimos tres meses.
La explicación de la divergencia está en los tiempos del mercado. El pool se fija en la subasta diaria del día anterior, con las estimaciones de demanda, viento y sol previstas para la jornada. El gas, en cambio, se mueve en tiempo real. Un desplome intradiario del TTF no corrige de inmediato el precio de casación eléctrica; lo hará, en todo caso, en las subastas de los próximos días.
El mercado interpreta que la corrección responde a un movimiento técnico tras varias semanas de subidas aceleradas. El precio del TTF ha llegado a duplicarse en dos meses y medio desde finales de junio, impulsado por la menor disponibilidad de gas ruso por gasoducto y por la mayor competencia por cargamentos de GNL en Asia.
En el mercado del crudo, la presión también es a la baja. El Brent de referencia europea se sitúa en 102,15 dólares, un 2,27% menos, en una jornada de corrección generalizada de las materias primas energéticas.
También pesa el mecanismo del mercado. El sistema eléctrico fija el precio de cada hora con la tecnología más cara que entra en en el despacho, que en la mayoría de las noches es el ciclo combinado de gas. Por eso el TTF funciona como referencia de coste del último megavatio que se necesita para cubrir la demanda, y por eso su caída debería notarse en el pool con algo de retardo.
Horas más caras y más baratas: qué implica para el recibo
Para el consumidor acogido al PVPC, la jornada se reparte en dos bloques opuestos. Las horas centrales del día, con mayor producción solar, concentran los precios más bajos. La franja nocturna, cuando cae la fotovoltaica y repunta la demanda, eleva el coste hasta el entorno de los 250 euros por megavatio hora.
La diferencia entre el precio medio y el precio punta no es un detalle menor. Un hogar tipo que concentre su consumo en las horas caras pagará varias veces más que otro que lo desplace a las horas solares. La gestión de la demanda deja de ser un consejo de eficiencia y se convierte en una decisión económica de primer orden.
En el mercado mayorista, el encarecimiento del pool se traslada con cierto retardo a los comercializadores libres, que en su mayoría trabajan con coberturas a plazo. El impacto en la tarifa regulada es más inmediato, porque el PVPC indexa su precio horario al mercado diario.
La comparación europea añade matices. Los precios del mercado ibérico solían situarse por debajo de los de Francia, Alemania o Italia gracias al peso de la fotovoltaica y la eólica. En las horas nocturnas, esa ventaja se difumina y el pool español converge con el resto del continente, más dependiente del gas.
El gas apunta en dirección contraria. Si el TTF mantiene el descenso de este lunes durante varias sesiones, el coste de la generación con ciclo combinado debería moderarse y arrastrar a la baja la parte más cara del pool. Eso sí, el efecto no es automático ni inmediato.
El invierno y los inventarios marcan el suelo del gas
Nada de lo ocurrido este lunes debe leerse como un cambio de tendencia, sino como un respiro dentro de una escalada que arrancó a finales de junio. El TTF ha duplicado su precio en dos meses y medio, y el pico del 14 de septiembre, en 84,53 euros, fue el más alto desde enero de 2023. La referencia no está barata; está menos cara que hace una semana.
El contexto estructural sigue siendo tenso. La disponibilidad de gas ruso por gasoducto se ha reducido a su mínima expresión, y Europa compite con Asia por cargamentos de GNL en un mercado marítimo más ajustado. Cada grado que baje la temperatura en el norte del continente tensará de nuevo la demanda de calefacción.
La pregunta que se hace el mercado es si los inventarios europeos llegarán al invierno con el nivel suficiente para absorber un arranque de temporada frío. Si la respuesta es afirmativa, el TTF podría consolidar los descensos y arrastrar al pool en las próximas semanas. Si no, la electricidad seguiría el camino inverso al de este lunes.
El otro actor es la meteorología. La producción renovable determina el precio marginal del sistema en la mayoría de las horas. Un otoño ventoso y soleado abarataría el pool incluso con el gas caro; una racha de calma y nubes obligaría a quemar más gas y encarecería cada megavatio hora.
Hay un precedente que conviene mirar. En la crisis de 2022, la electricidad y el gas se movieron casi en espejo, y cualquier corrección del TTF tardaba semanas en reflejarse en el pool. El desacople de este lunes recuerda que el mercado eléctrico tiene su propia inercia, marcada por la subasta diaria y por la previsión de renovables.
La próxima referencia llegará en la subasta de este martes, cuando se conozca el precio de casación para la jornada siguiente. Será la primera señal de si la caída del gas empieza a permear en el precio de la luz o si el desacople se prolonga unos días más. Los datos de almacenamiento que publica Gas Infrastructure Europe completarán el cuadro en las próximas jornadas.
