El precio de la luz cerró septiembre en 143,26 euros por megavatio hora, su nivel más alto desde 2022. El pool eléctrico español encadena un encarecimiento del 21,1% respecto a agosto y del 134,7% frente al mismo mes del año pasado, según el análisis del Grupo ASE.
El dato devuelve al mercado mayorista español a un territorio que no se pisaba desde la crisis energética desatada por la invasión de Ucrania. Entonces fue el gas ruso el que encareció toda la cadena de generación. Ahora el detonante es otro, pero el mecanismo se repite con una precisión incómoda: el gas vuelve a marcar el precio de toda la electricidad.
El gas, la caída de la eólica y una demanda en máximos
El informe del Grupo ASE descompone el alza en tres vectores. El primero es el precio del combustible. El Mercado Ibérico del Gas (MIBGAS) promedió 77,56 euros por megavatio hora en septiembre, un 25,4% más que en agosto y un 143,5% por encima de septiembre de 2025. En el mercado europeo de referencia, el TTF neerlandés subió un 22,8% mensual hasta los 75,46 euros por megavatio hora.
El segundo vector es la disponibilidad renovable. La producción eólica cayó un 17,7%, mientras que los ciclos combinados, que queman gas, crecieron un 33,8%. La fotovoltaica avanzó un 25,1%. Con menos viento, el sistema recurrió a las centrales más caras para cubrir el hueco que dejaban las turbinas paradas. El resultado fue un mix más sucio y más caro.
El tercer factor es el consumo. Las altas temperaturas de septiembre elevaron la demanda eléctrica un 14,46% frente al mismo mes de 2025, hasta situarla un 12,89% por encima de la media de los últimos cinco años. Más horas de refrigeración, más aire acondicionado y una economía que, según los analistas, no ha frenado su apetito eléctrico.
El pool no sube porque falte electricidad, sino porque el gas que la sustituye cuando no hay viento es cada vez más caro.
El informe liga la escalada del gas a dos focos geopolíticos concretos: la guerra en Irán y el bloqueo al tránsito de combustibles fósiles por el estrecho de Ormuz. Ninguno de los dos depende de la política energética española, lo que limita el margen de maniobra del Gobierno. El precedente más cercano, el tope ibérico al gas autorizado por Bruselas en 2022, ya no está en vigor.
Impacto en la factura y presión sobre la industria
El traslado al recibo doméstico no es lineal, pero sí visible. El PVPC, la tarifa regulada a la que siguen acogidos varios millones de hogares, incorpora el precio diario del mercado mayorista con un pequeño porcentaje de contratos a plazo. Los precios horarios que publica OMIE, el operador del mercado diario, son la base de ese cálculo, de modo que un septiembre caro se traduce casi automáticamente en un octubre caro.
En un hogar tipo con 270 kWh de consumo mensual, la brecha entre el pool de este septiembre y el del año pasado supera los 20 euros al mes solo en el término de energía, antes de peajes e impuestos. Las tarifas fijas del mercado libre absorben el golpe con retraso, mientras que las indexadas lo trasladan casi en tiempo real.
Para la industria electrointensiva el efecto es más inmediato. Los contratos a plazo se renegocian con el nuevo escenario y las empresas que compran en el mercado diario operan ya con unos costes un 134,7% superiores a los de hace un año. La volatilidad del gas es, según los analistas del sector, el factor que más distorsiona la competitividad industrial europea frente a Estados Unidos y Asia.
El Gobierno mantiene el bono social eléctrico y la tarifa de último recurso como red de protección para los hogares vulnerables. Ambos mecanismos amortiguan el golpe, pero no lo eliminan: el descuento se calcula sobre una factura que ya es más alta. Para los consumidores acogidos a ellos, la subida llega atenuada; para el resto, llega entera.
El Grupo ASE anticipa un posible alivio. ‘Una normalización de las temperaturas y la recuperación de la producción eólica podrían aliviar los precios eléctricos en España durante las próximas semanas’, sostienen sus analistas. El matiz importa: ese alivio sería coyuntural si el gas no cede. La propia consultora advierte de que la evolución del gas seguirá condicionada por las restricciones de suministro, las temperaturas del invierno y la disponibilidad mundial de GNL.
Análisis: por qué el pool vuelve a máximos y qué falta para que baje
El mercado mayorista español vive una paradoja recurrente. La potencia renovable instalada bate récords año tras año, pero basta una racha de calma para que el sistema tire del gas y el precio se dispare. Ocurrió en 2022, ha ocurrido en cada episodio de poco viento desde entonces y vuelve a ocurrir en septiembre de 2026. La transición energética avanza en capacidad, aunque todavía no ha traducido ese avance en precios estables.
El diseño marginalista del mercado agrava el efecto. La última tecnología en entrar fija el precio de todas las demás, y esa tecnología es, casi siempre, el ciclo combinado. Con el gas a 77 euros por megavatio hora, la casación se resuelve en máximos aunque buena parte de la generación sea mucho más barata. Es el mismo mecanismo que Bruselas intentó corregir en 2022 con la excepción ibérica, una fórmula que España y Portugal defendieron como parche temporal y que nunca llegó a convertirse en estructural.
Un sistema con más renovables instaladas que nunca sigue fijando su precio en la central de gas más cara del día.
La pregunta que recorre el mercado no es si el precio bajará, sino cuándo. Los futuros del gas para el invierno cotizan con prima, lo que sugiere que la presión se mantendrá al menos hasta el primer trimestre de 2027. Si el invierno es frío en Europa, la demanda de calefacción y la competencia por el GNL asiático pueden empujar el TTF a nuevos máximos del año y arrastrar al pool español.
El contrapunto llegará, si llega, por el lado de la oferta. La próxima subasta de renovables y la entrada en operación de nuevas plantas fotovoltaicas y de almacenamiento deberían reducir la dependencia del gas a medio plazo. El calendario, sin embargo, se mide en años. Mientras tanto, cada episodio de calma eólica seguirá teniendo un precio.
Cambiar el patrón exige tres palancas que España trabaja a distintas velocidades: más almacenamiento para trasladar el excedente solar a las horas sin sol, más interconexión con Francia, para exportar los picos de generación renovable y más contratos a plazo que desacoplen al consumidor del precio diario. Las tres están en la hoja de ruta del PNIEC. Ninguna da frutos en semanas.
El próximo dato relevante será el precio medio de octubre, que el mercado conocerá a primeros de noviembre. Si la eólica recupera y las temperaturas caen, septiembre quedará como un pico puntual dentro de un año volátil. Si no, el invierno puede ser el más caro de la electricidad española desde 2022.
