El precio de la luz vuelve a dispararse. El pool mayorista marcará este domingo 4 de octubre una media de 171,85 euros por megavatio hora, con ocho franjas por encima de los 200 €/MWh, según los precios publicados por OMIE y difundidos por la prensa especializada.
La cifra supone un 3,15% más que el sábado y rompe la tregua de una jornada que había sorprendido con una bajada tras semanas de tensión sostenida. El cálculo que acompaña a los precios del operador traduce ese diferencial en unos 5,15 euros adicionales para el bolsillo del cliente de tarifa regulada.
El mapa horario deja dos extremos muy marcados. La franja más barata llegará entre las 14 y las 15 horas, a 77,77 €/MWh. El pico se concentrará entre las 19 y las 20 horas, cuando el megavatio se pagará a 233,97 euros. Entre valle y punta hay más de 156 euros de diferencia: el triple en apenas cinco horas.
Ocho de las 24 horas del día quedarán por encima de la barrera simbólica de los 200 euros, un tercio de la jornada. La media diaria, sin embargo, se queda más de 60 euros por debajo del pico, porque las horas solares siguen tirando hacia abajo del conjunto.
La secuencia no es un accidente de calendario. Septiembre cerró con una media de 143,72 €/MWh, el registro más alto del año y un 135% por encima de los 61,04 euros del mismo mes de 2025. No hubo un solo día por debajo de los 100 €/MWh: el más barato fue el 17, con 104,63 euros, y el más caro el 27, con 198,95.
El pico del domingo triplica el valle de la tarde: la fotovoltaica abarata las horas centrales, pero no toca una punta nocturna que sigue cotizando el gas.
Del pool al recibo: el PVPC absorbe la subida con retraso
La traslación al recibo no es automática. El PVPC, la tarifa regulada de referencia para el pequeño consumidor, toma alrededor del 40% de su precio del mercado diario y el 60% restante de una cesta de precios negociados a futuro, un diseño pensado para amortiguar la volatilidad del pool. El efecto no desaparece: llega más tarde y más diluido.
La tarifa incorpora además componentes que no dependen de la subasta diaria, entre ellos los costes de la operación reforzada que Red Eléctrica de España mantiene desde el apagón de 2025. Ese sobrecoste se suma a un ejercicio en el que el componente energético ha dejado de ser la variable secundaria que fue durante la década anterior.
Quien tenga un contrato a precio fijo en el mercado libre está, de momento, al margen. Su tarifa no cambia mientras el contrato siga vigente, pero el riesgo se traslada a la renovación: si la comercializadora decide repercutir el encarecimiento, la subida aparecerá de golpe en la nueva oferta.
Los datos de la CNMC ayudan a dimensionar a quién afecta cada opción. El 27,4% de los consumidores sigue acogido al PVPC y un 37,4% de los hogares tiene una tarifa con el mismo precio a todas las horas. El resto navega entre discriminación horaria y ofertas indexadas, con grados de exposición muy distintos a lo que decida el mercado cada tarde.
Para el consumidor doméstico, la palanca real a corto plazo es el desplazamiento de consumo. Cada ciclo de lavado cuesta en la franja valle un tercio de lo que costará en la punta. Programar el lavavajillas o la recarga del vehículo eléctrico antes de las cinco de la tarde no reduce el precio del sistema, pero sí el importe de la factura de quien lo hace.
Gas, Ormuz y demanda: las tres palancas que sostienen los precios
El origen de la escalada está fuera del sistema eléctrico. El TTF, la referencia del gas en los mercados europeos, cotiza por encima de los 70 euros por megavatio hora, cuando a comienzos de año se movía alrededor de los 30. El bloqueo del Estrecho de Ormuz y las tensiones del conflicto de Oriente Medio han reordenado la prima de riesgo de todo el suministro europeo, y España la paga aunque compre poco gas ruso.
El gas representó algo más del 19% de la generación en septiembre, según las estadísticas de Red Eléctrica. Es un porcentaje menor que el de hace cinco años, pero sigue siendo el que fija el precio de la última hora casada en la mayoría de las franjas, incluidas las nocturnas, cuando la fotovoltaica ya no produce, y el almacenamiento todavía no alcanza a cubrir la demanda.
La paradoja del mercado español está en ese desajuste. El país ha encadenado récords de generación renovable, ha convertido la fotovoltaica en la tecnología más barata del sistema y, aun así, ve cómo la factura depende de un commodity que se negocia a 3.000 kilómetros de distancia y se encarece por una ruta marítima bloqueada. La potencia instalada amortigua el mediodía; no protege la noche.
El efecto no se limita al hogar. La industria electrointensiva que compra en el mercado mayorista o indexa sus contratos al pool verá el mismo movimiento en su factura de proceso, con el agravante de que su demanda no se desplaza a las tres de la tarde con la misma facilidad que un lavavajillas. Los procesos continuos, con hornos que no se apagan, asumen la punta completa.
La comparación con el resto de Europa matiza el diagnóstico. España mantiene uno de los mix más descarbonizados del continente, pero su mercado eléctrico está acoplado al francés, al portugués y, a través del gas, al resto del continente. Un pico de precio en Alemania o en Italia termina filtrándose a la subasta ibérica en cuestión de horas.
El riesgo inmediato tiene dos caras. La primera es meteorológica: si el calor se prolonga, la demanda sostendrá las horas punta y las comercializadoras revisarán al alza sus ofertas antes del invierno. La segunda es regulatoria. Cualquier revisión del mecanismo que fija el PVPC o un cambio en la retribución de la operación del sistema alteraría el reparto de costes entre consumidores y generadores, un debate que reaparece cada vez que el pool supera los 150 euros.
Mientras el gas marque la última hora casada, la potencia renovable instalada abaratará el mediodía y dejará la factura nocturna en manos del mercado internacional.
El próximo punto de control llega con los precios de la primera semana completa de octubre y con el cierre estadístico de la demanda eléctrica del mes. Si el TTF no cede de los 70 euros, la media del cuarto trimestre difícilmente bajará del centenar largo por megavatio hora, y la comparación con el otoño de 2025 seguirá siendo incómoda para cualquier presupuesto doméstico.
