El precio de la luz marca este viernes 220,6 €/MWh de media, el nivel más alto del pool desde 2022. Ocho horas de la jornada superan los 200 euros por megavatio hora, según los registros de Grupo ASE y Red Eléctrica.
La escalada no llega de la nada. Septiembre se cerró con la referencia mensual más elevada de los últimos cuatro años y nada apunta a un desplome inmediato mientras el gas siga caro y la eólica no recupere su ritmo habitual.
El pool promedia 143,26 €/MWh en septiembre, un 134,7% más que hace un año
El precio diario del mercado mayorista de la electricidad promedió 143,26 €/MWh el mes pasado, según el informe de mercado de Grupo ASE. El precio de casación diario puede consultarse en el operador del mercado ibérico. La cifra supone un 21,1% más que en agosto y un 134,7% por encima de septiembre de 2025. Para encontrar un registro mensual superior hay que retroceder a 2022, cuando la crisis del gas posterior a la invasión de Ucrania llevó al pool a territorios que entonces se consideraban excepcionales.
Detrás del repunte está la demanda. El consumo real de electricidad creció un 14,46% respecto a septiembre del año pasado y se situó un 12,89% por encima de la media de los últimos cinco años. En determinadas franjas horarias el incremento superó el 27%. Las temperaturas por encima de lo normal explican buena parte de ese consumo extra, con la refrigeración trabajando al máximo en el arranque del otoño.
La segunda palanca es la oferta. La generación eólica cayó un 17,7% interanual, mientras los ciclos combinados de gas crecieron un 33,8% y la fotovoltaica, un 25,1%. La solar lideró el mix con un 26,3% del total, por delante de los ciclos combinados (20,8%), la nuclear (20,4%) y una eólica que se quedó en el 14,1%. Traducido: cuando el sol se pone, el sistema tira del gas.
El gas no fija el precio de todas las horas, pero sí el de las más caras: en la franja nocturna llegó a cubrir cerca del 30% de la demanda.
La curva del día: 45 euros al mediodía y más de 220 al caer la noche
El perfil de la jornada se ha convertido en el rasgo más reconocible del mercado español. Entre las 10:00 y las 18:00, coincidiendo con el pico de producción fotovoltaica, los precios promediaron 45,32 €/MWh. A medida que desaparecía la generación solar y ganaba peso el gas, la media se disparó hasta 192,17 €/MWh. Entre las 20:00 y las 24:00, los ciclos combinados cubrieron cerca del 30% de la demanda y los precios superaron los 220 euros. Dos mercados distintos en la misma jornada.
La fotovoltaica abarata el mediodía y encarece la noche: su retirada obliga a arrancar ciclos combinados justo cuando el consumo doméstico se concentra.
A ese precio de casación hay que sumar los costes del sistema, todavía provisionales, que alcanzaron 25,37 €/MWh. Sumados al pool, dejan la referencia final en torno a 168,63 €/MWh, siempre referida al mercado mayorista y a sus costes asociados, no a la factura final del consumidor, que incorpora peajes, cargos, impuestos, y comercialización. En los últimos doce meses esos costes han promediado 21,29 €/MWh, lo que da medida del sobrecoste que arrastran los servicios de ajuste y la operación reforzada.
Quien sigue marcando el paso es el gas. El Title Transfer Facility (TTF), referencia europea, subió un 22,8% respecto a agosto y promedió 75,46 €/MWh en septiembre. En España, el Mibgas se situó en 77,56 €/MWh, un 25,4% más que el mes anterior y un 143,5% por encima de septiembre de 2025. Detrás están las restricciones al suministro de gas natural licuado a través del Estrecho de Ormuz y unas reservas europeas que cerraron el mes en el 71,54%, casi once puntos porcentuales por debajo de hace un año.
El invierno será el juez.
Los futuros ya han recogido el mensaje. El contrato OMIP para el cuarto trimestre de 2026 subió un 7,5%, hasta 136,77 €/MWh, y el anual de 2027 se anotó una subida del 17,2%, hasta 91,25 €/MWh. Una normalización de las temperaturas y la recuperación de la producción eólica podrían aliviar los precios eléctricos en las próximas semanas. La evolución del gas, en cambio, seguirá condicionada por las restricciones de suministro, el rigor del invierno y la disponibilidad mundial de GNL.
Un sistema que paga el gas en las horas sin sol
Nada de esto responde a un fallo puntual del mercado, sino al diseño de un sistema con mucha solar y poco almacenamiento. España ha instalado potencia fotovoltaica a un ritmo muy superior al de las baterías y al de la interconexión con Francia, de modo que las horas centrales se han convertido en un mercado de excedentes baratos y la noche en un coto reservado a los ciclos combinados. El almacenamiento no se improvisa: cada gigavatio hora de baterías que entra en operación suaviza la rampa del atardecer, y esa rampa es hoy la franja más cara del día.
El resultado es una paradoja incómoda. España bate registros de generación solar y, al mismo tiempo, paga la electricidad más cara desde 2022. Ambos hechos son compatibles porque el precio no lo fija la tecnología más barata, sino la más cara que resulta imprescindible en cada hora.
Con las reservas europeas de gas al 71,54% y el Mibgas un 143,5% por encima del año pasado, el suelo del mercado queda alto tanto para el consumidor doméstico como para la industria electrointensiva. La otra derivada son los costes del sistema, que han pasado de promediar 21,29 €/MWh en doce meses a 25,37 €/MWh en septiembre.
Trasladar ese precio al recibo doméstico no es automático ni inmediato. El pool es la referencia del PVPC, la tarifa regulada que se aplica a los hogares acogidos a comercializadora de referencia, y sus movimientos llegan con el desfase propio de la indexación horaria. En el gas, la tarifa de último recurso se revisa con periodicidad trimestral, de manera que un Mibgas instalado por encima de los 77 €/MWh acabará pesando en la próxima actualización si el mercado no cede antes. La industria, que compra a plazo y con coberturas, nota antes el encarecimiento de los futuros que el consumidor doméstico.
Grupo ASE sitúa el análisis de la industria en dos horizontes. El primero abarca 2026 y 2027, con el suministro de gas bajo presión; el segundo llega a partir de 2028, cuando entre en operación nueva capacidad de GNL y el mercado encuentre algo más de holgura. Entre ambos, la variable que más pesará es el nivel de los almacenamientos europeos antes de que llegue el frío. Después, la media de octubre dirá si el viernes de 220,6 €/MWh fue un pico aislado o el suelo de un otoño caro.
