El precio de la luz en septiembre cierra con una media de 143,72 €/MWh, el registro más alto de 2026.
Los 143,72 €/MWh de media suponen un repunte del 135% sobre los 61,04 €/MWh de septiembre de 2025. No hubo una sola jornada por debajo del centenar de euros. El suelo lo marcó el día 17, con 104,63 €/MWh, y el techo, el 27, con 198,95 €/MWh.
El motivo tiene nombre y procedencia. Las tensiones en Oriente Medio y el bloqueo del Estrecho de Ormuz han empujado el TTF europeo por encima de los 70 €/MWh, cuando en enero cotizaba alrededor de los 30. El gas aportó algo más del 19% de la generación del mes, según las estadísticas de Red Eléctrica.
Por el Estrecho de Ormuz transita una parte relevante del gas natural licuado que llega a Europa desde Catar y Emiratos Árabes Unidos. Cualquier amenaza sobre ese paso se traduce en primas de riesgo inmediatas en los mercados europeos, y el índice de referencia neerlandés las ha recogido sin apenas dilación.
La fotovoltaica cumplió su papel a mediodía. Con un 28% del mix, amortiguó los precios en las horas solares, como viene ocurriendo desde hace años. El problema llegó al caer el sol.
El desplome de la eólica agravó la ecuación. La tecnología se quedó en el 13% de la generación, seis puntos por debajo del 19% que había aportado en septiembre de 2025. Menos viento, más gas, y una factura más alta en las horas de mayor consumo.
El pool no se ha encarecido por un fallo del sistema eléctrico: se ha encarecido porque el gas que lo respalda cotiza más del doble que en enero.
El resultado es un septiembre con un único precedente comparable. Hay que retroceder a 2022, cuando la invasión rusa de Ucrania desarboló los mercados energéticos europeos, para encontrar un noveno mes más caro en el mercado mayorista español.
El ‘pool’ encadena tres meses por encima de los 100 euros
Septiembre no es un episodio aislado. Julio cerró con una media de 104,74 €/MWh y agosto escaló hasta los 118,24 €/MWh. El mes que acaba de terminar, con 143,72 €/MWh, completa una secuencia de tres meses consecutivos por encima del centenar de euros.
La demanda estival explica parte del recorrido. Los aires acondicionados sostienen el consumo en las horas centrales del día, y en las primeras de la noche, justo cuando la fotovoltaica ya no produce. El calor ha sido el aliado del precio: la demanda eléctrica creció en un mes de temperaturas por encima de la media, según las lecturas que maneja el sector.
Comparar con septiembre de 2025 deja poco margen a la interpretación. Hace doce meses el pool promediaba 61,04 €/MWh. Ahora, 143,72. Comprar electricidad en el mercado diario cuesta más del doble que entonces.
La media mensual esconde una curva diaria muy desigual. En las horas centrales, con la fotovoltaica cubriendo más de una cuarta parte de la demanda, los precios se moderan; al anochecer, cuando esa producción desaparece y el consumo repunta, el gas marca el ritmo y la factura vuelve a subir. Ese diferencial explica que un mes con récord de generación solar cierre tan caro.
Del ‘pool’ al recibo: el PVPC solo depende un 45% del mercado diario
El encarecimiento del mayorista no se traslada íntegro a la factura doméstica. Desde el 1 de enero de 2026, el PVPC se calcula con un 45% de peso del mercado diario y un 55% de los mercados a plazo, una fórmula diseñada para amortiguar precisamente episodios como el actual.
Tampoco el parque de clientes sujetos a tarifa regulada es el que era. A cierre de 2025 había 8,2 millones de consumidores acogidos al PVPC, el 27,4% del total, según el informe minorista de gas y electricidad. Los 72,6% restantes operan en el mercado libre, con contratos cerrados y precios que no siguen el vaivén diario del pool.
Quien revise su factura de octubre notará el efecto, aunque atenuado. La reforma de la metodología aprobada tras la crisis de 2022 buscaba exactamente eso: que un mes de gas disparado no se convierta en un recibo imposible. El mecanismo de tope al gas que amortiguó el invierno de 2022 ya no está en vigor.
La reforma del PVPC convierte cada episodio de gas caro en una factura más lenta, no en una factura gratuita.
El desfase temporal también importa. El mercado diario se liquida cada día, pero el recibo llega con semanas de retraso y con la fórmula ponderada ya aplicada. Un hogar con PVPC no paga el pool de septiembre tal cual: paga una mezcla en la que el mercado diario pesa menos de la mitad.
La fotovoltaica amortigua de día, pero no frena la volatilidad estructural
España instala más renovables que nunca y, al mismo tiempo, registra precios de mercado comparables a los de la peor crisis energética del siglo. La aparente contradicción tiene una explicación técnica que el sector conoce bien: el precio lo fija la última tecnología en entrar en el despacho, y esa sigue siendo la planta de gas. Cada megavatio solar adicional recorta el coste de la hora en que produce, pero deja intacto el tramo nocturno, cuando la demanda se mantiene y la generación barata desaparece.
El patrón no es nuevo. En 2022, con el gas disparado por la guerra de Ucrania, el Gobierno articuló un tope al precio del combustible y reformó el PVPC para reducir el peso del mercado diario. Aquellas dos herramientas funcionaron como cortafuegos. Hoy solo queda la segunda.
Aparece un riesgo evidente con el calendario. Si el TTF se mantiene por encima de los 70 €/MWh durante el otoño y el invierno, la calefacción añadirá presión sobre la demanda y el pool afrontará su trimestre más exigente. La fotovoltaica rendirá menos horas y la eólica, que ya se ha quedado en el 13% del mix, dependerá de que el viento vuelva.
El debate de fondo ya está sobre la mesa: más almacenamiento y más flexibilidad para trasladar el excedente solar hacia las horas punta. Es la palanca que el sistema tiene para reducir esa volatilidad sin depender de que el gas se abarate, aunque su despliegue avanza a un ritmo inferior al de la propia generación renovable.
La duda se despejará cuando se conozca la media de octubre, previsiblemente en los primeros días de noviembre, momento en el que se actualizará el término de energía del PVPC para los 8,2 millones de hogares acogidos a la tarifa regulada. Hasta entonces, el mercado seguirá mirando menos al sol y más al Estrecho de Ormuz.
