El precio del pool eléctrico promedia 147,6 euros/MWh en lo que va de otoño, el tercero más caro desde 1998. Solo en 2021 y 2022, con la crisis pospandemia primero y la invasión rusa de Ucrania después, el mercado ibérico arrancó la estación con cifras superiores. Ahora el detonante es otro: la guerra en Irán y las restricciones en el estrecho de Ormuz.
El tercer otoño más caro del pool desde 1998
Los datos de OMIE sitúan la media entre el 1 de septiembre y el 10 de octubre en 147,6 euros/MWh. Para encontrar niveles superiores hay que remontarse a los 168,1 euros/MWh de las mismas fechas de 2021 y a los 238,2 euros/MWh de 2022, los dos ejercicios marcados por la crisis energética europea. En ningún otro año desde 1998 el mercado mayorista español ha encarado el otoño con una factura así.
La comparación se hace sobre el otoño meteorológico, el que arranca el 1 de septiembre y no el que fija el calendario astronómico a finales de ese mes. Es el tramo en que la demanda empieza a recogerse y la generación renovable afronta su primer bache estacional, de modo que la referencia sirve para medir cuánto pesa el gas en el arranque de la temporada.
El precedente de 2022 tiene truco. Bruselas autorizó entonces a España y Portugal el conocido como tope al gas, una excepción amparada en la condición de isla energética de la península. Sin ese mecanismo, el mercado habría empezado aquel otoño en unos 280 euros/MWh, un 15% por encima de lo que terminó pagándose.
Este año no hay tope al gas ni excepción ibérica. La coyuntura la marcan la guerra en Irán y las restricciones en el estrecho de Ormuz, principal corredor energético del planeta. A eso se suman una demanda eléctrica al alza, una aportación renovable inferior a la de los dos últimos ejercicios, y un gas más caro que hace un año.
El pool español ha vuelto a un terreno que solo pisó durante la crisis energética de 2021 y 2022, pero sin el amortiguador del tope al gas.
La prueba está en el 6 de octubre. Ese día el pool rompió la barrera de los 200 euros/MWh por primera vez desde 2022, un umbral que entonces se repetía con frecuencia y que llegó a tocar los 544,98 euros/MWh en una sola sesión, máximo histórico que sigue vigente. Las cifras no admiten matices.
Con la eólica un 17,7% más floja y el gas al doble de precio que hace un año, cada hora punta se convierte en una subasta al alza.
Gas a más de 70 euros/MWh y una demanda un 14,46% mayor
El gas europeo, referencia de precio para los ciclos combinados, sigue por encima de los 70 euros/MWh. Quemarlo para producir electricidad es caro, y ese coste termina trasladándose al mercado mayorista. El analista de mercados energéticos del Grupo ASE Juan Antonio Martínez resume la secuencia: un septiembre con un 14,46% más de demanda que hace un año y una caída del 17,7% en la generación eólica. Esa combinación disparó la necesidad de recurrir a los ciclos combinados justo cuando el gas costaba más del doble que un año antes.
La fotovoltaica, primera fuente de generación en septiembre con el 26,3% del total, ayudó durante las horas centrales del día, pero no pudo compensar las necesidades del final de la jornada. Ahí está una de las grietas del sistema. Cuando cae el sol, el mercado tira de ciclo combinado y el precio de la hora punta se despega.
En octubre, la estadística diaria del sistema peninsular que publica Red Eléctrica muestra una aportación renovable en torno al 50% del mix, por debajo del 53% de los mismos días de 2025 y del 59% de 2024. La nuclear se mantiene como primera tecnología, con el 22,7% de la producción. Otra vez el gas.
El pool no es un indicador abstracto. Es una de las referencias que llega al recibo de los hogares con tarifa regulada o PVPC, donde las subidas sostenidas del mercado mayorista terminan trasladándose con un desfase de semanas. Un otoño anclado en los 147,6 euros/MWh de media presiona esa factura al alza.
El otoño suele traer alivio: menos necesidad de refrigeración, temperaturas moderadas y recuperación del viento. Este año el guion no se cumple del todo. El suministro de gas sigue condicionado por las restricciones en Ormuz y Europa cerró septiembre con las reservas al 71,54%, casi once puntos porcentuales por debajo de las de hace un año. ‘Mientras haya que recurrir a ese gas caro, el cambio de estación por sí solo no basta para recuperar los precios de los últimos años’, advierte Martínez.
El histórico juega a favor de una corrección. La producción eólica suele repuntar en octubre y, si el patrón se repite y la demanda se modera, habría margen para una bajada a lo largo del mes. ‘El alcance del alivio dependerá del gas y de cuántas horas sea necesario recurrir a los ciclos combinados’, añade el analista. La clave exterior está en la recuperación de las exportaciones de petróleo desde el Golfo por rutas alternativas a través de Arabia Saudí y Emiratos Árabes Unidos, y en si se normalizan los flujos de gas natural licuado.
Un sistema renovable que sigue pagando el precio marginal del gas
El episodio de este otoño expone una contradicción que el mercado español arrastra desde hace años. España ha elevado su cuota renovable hasta rondar el 50% o el 60% en el cómputo anual, pero el diseño marginalista hace que el precio lo fije la tecnología más cara que entra a cubrir la demanda en cada hora. Cuando el viento sopla y el sol aprieta, el pool se hunde. Cuando ambos fallan y el gas está caro, la factura se dispara con independencia del parque renovable instalado. El sistema no tiene colchón.
No es un fenómeno nuevo. En 2021 y 2022, la suma de demanda pospandemia, invasión de Ucrania y gas disparado llevó al mercado mayorista a máximos que todavía hoy sirven de referencia. La diferencia es que entonces hubo intervención: el tope al gas amortiguó el golpe y Bruselas lo avaló por la escasa interconexión peninsular. Ese escudo ya no existe y no hay un relevo a la vista.
El riesgo evidente es de calendario. Si el viento tarda en volver y las reservas europeas, once puntos por debajo de las de hace un año, siguen tensionadas por Ormuz, el otoño puede cerrarse entre los más caros de la serie sin que la capacidad renovable instalada actúe de freno. El almacenamiento y la interconexión, los dos eslabones débiles del sistema, no llegan a tiempo para amortiguar el hueco de la hora punta. La referencia que zanjará la discusión será la media de octubre y, sobre todo, el precio del gas europeo, del que depende el coste de cada hora de ciclo combinado.
