La inflación eléctrica en España corre más rápido que en el resto de la eurozona. El Banco de España sitúa el origen del desfase en un mecanismo muy concreto: el sistema con el que se fija el precio de la luz traslada el encarecimiento del gas a la factura doméstica antes y con más intensidad que en el resto de la Unión Económica y Monetaria (UEM).
El diagnóstico figura en las Proyecciones macroeconómicas e Informe trimestral de la economía española del supervisor, que subraya que ‘en el contexto europeo, España se caracteriza por la elevada frecuencia de revisión de los precios pagados por los consumidores’. Esa cadencia, sostiene el documento, ‘propicia una transmisión más directa de las oscilaciones del mercado mayorista a las facturas de las familias’. El diferencial, con datos hasta agosto de 2026, no es una impresión de coyuntura: aparece en el agregado.
Un PVPC que revisa precios casi en tiempo real
El punto de partida es la estructura de la tarifa. Alrededor del 27,5% de los hogares españoles estaban adheridos en 2025 al Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), una tarifa regulada con precios dinámicos que el propio Banco de España califica de ‘infrecuente en el resto de los países europeos’. Pocos mercados europeos exponen a una porción tan amplia de sus hogares a la volatilidad del pool con esa frecuencia.
La reforma aprobada en 2024 buscó precisamente amortiguar ese vínculo. Desde el 1 de enero de 2026, el 45% del precio procede del mercado mayorista diario y el 55% restante se calcula mediante mercados a plazo o de futuros, con referencias mensuales, trimestrales y anuales. Sobre el papel, el diseño debía reducir el impacto de un pico puntual del gas. Los datos, de momento, no lo confirman.
El supervisor constata que ‘la inflación de la electricidad en España mantiene una mayor volatilidad que la observada en el promedio de la Unión Económica y Monetaria’. La revisión frecuente de tarifas convierte cada tensión del mercado mayorista en un movimiento casi inmediato del recibo, algo que en Francia o Alemania llega con retardo o se diluye en contratos anuales pactados de antemano.
El PVPC no es solo una tarifa: funciona como un amplificador que convierte cada pico del gas en un movimiento de la inflación general.
Del Mibgas de 30 euros al pico de 78
La materia prima puso el resto. El informe recuerda que la interrupción de rutas marítimas a finales de febrero elevó el precio del gas en el Mercado Ibérico del Gas (Mibgas) desde unos 30 euros por megavatio hora hasta superar los 50 euros/MWh en marzo, antes de alcanzar los 78 euros/MWh en septiembre. La traslación al mercado eléctrico fue, eso sí, ‘desigual a lo largo del año’.
La paradoja española es que el país con más renovables instaladas de su entorno sigue fijando buena parte de su factura con el coste marginal del gas.
En primavera, el peso de la generación renovable amortiguó el golpe. En verano ocurrió lo contrario: la menor aportación fotovoltaica, y el aumento de la demanda obligaron a recurrir en mayor medida a los ciclos combinados. El resultado fue un precio medio mayorista de 143 euros/MWh en septiembre, ‘su nivel mensual más alto desde febrero de 2023’.
La sensibilidad a la materia prima cambia con la estación. Según las estimaciones del organismo, ‘un aumento de 10 euros/MWh en el precio del gas eleva el precio mayorista de la electricidad en unos 15 euros/MWh en verano’, el doble que en primavera. El mecanismo marginalista explica la asimetría: cuando eólica, solar, hidráulica y nuclear cubren la demanda, el gas apenas manda; cuando hay que encender los ciclos, el precio se pega a su coste variable. El mecanismo es conocido.
España solo queda por detrás de Italia
El diferencial se materializa en el dato agregado. ‘El diferencial positivo de la inflación de la electricidad en España respecto al conjunto de la UEM explicó en agosto 2,4 puntos porcentuales (pp) del diferencial de la inflación observado en el conjunto del componente energético, que alcanzó 2,8 pp en dicho mes’, detalla el informe trimestral.
Entre las grandes economías del euro, solo Italia supera a España en tensión del componente eléctrico, porque allí los precios mayoristas subieron con más fuerza. El caso alemán resulta el más revelador: el encarecimiento del gas tiene un impacto mayor sobre su mercado mayorista que sobre el español, pero su inflación eléctrica final es inferior. La diferencia no está en el coste de generar, sino en cuánto y con qué velocidad llega ese coste al bolsillo del consumidor.
El documento compara también con Francia, donde el grado de traslación del gas al precio mayorista es similar al español, pero el aumento del componente eléctrico resulta inferior. De la lectura conjunta se extrae una conclusión incómoda para el relato habitual: la brecha responde más al diseño minorista de cada país que a la exposición técnica del sistema eléctrico correspondiente.
El interés del supervisor no es anecdótico. La electricidad pesa en el índice general y, sobre todo, contamina la percepción de inflación persistente que condiciona las decisiones del Banco Central Europeo. Un diferencial energético que se repite mes tras mes complica la lectura de la inflación subyacente española y afloja el argumento de que el desfase con la UEM es puramente temporal.
El diseño del mercado como prima de inflación permanente
El hallazgo del Banco de España admite una lectura severa. España ha construido en la última década uno de los parques de generación renovable más competitivos de Europa y, al mismo tiempo, mantiene uno de los sistemas de fijación de precios que con mayor velocidad traslada el coste del gas a las familias. Ambas cosas son ciertas y no se compensan solas. Mientras la tecnología limpia no cubra la práctica totalidad de la demanda horaria, el gas seguirá marcando el precio de la última hora necesaria y, con él, el de todas las demás.
El precedente de 2022 resulta útil como referencia. Entonces, el mecanismo ibérico que topó el precio del gas para generación recortó la factura de forma inmediata, aunque dejó un coste fiscal discutido y una salida negociada con Bruselas. La reforma del PVPC aprobada en 2024 siguió otra lógica: diluir la exposición al mercado diario hasta el 45%. Los datos hasta agosto de 2026 sugieren que ese colchón funciona como amortiguador en primavera, pero se queda corto cuando el verano obliga a encender los ciclos combinados y el gas navega por encima de los 70 euros.
El riesgo evidente es que el diferencial de inflación eléctrica se convierta en un rasgo estructural y no en un episodio pasajero. Los mercados de futuros anticipan para el cuarto trimestre precios sostenidos: 141,4 euros/MWh para la electricidad y 74,2 euros/MWh para el gas, según recoge el propio informe. Con esos niveles, la traslación al recibo será rápida y la comparación europea seguirá siendo desfavorable.
Queda abierta una pregunta de política tarifaria. España puede aceptar ese diferencial como el precio de una tarifa con señales horarias —que premia al consumidor flexible y acelera la electrificación— o puede reforzar la parte a plazo del PVPC para separar el recibo doméstico de la volatilidad del pool. La propia reforma de 2024 habilitó elevar el peso de los mercados de futuros sin necesidad de una norma nueva.
El próximo informe trimestral del supervisor, previsiblemente en diciembre, y los datos definitivos del IPC de septiembre que publique el INE a mediados de octubre marcarán la tendencia. Si el diferencial se estrecha con la demanda otoñal, el episodio quedará como un verano caro. Si no se estrecha, el problema ya no será el gas.
