El precio de la luz hoy rompe cualquier esquema conocido del mercado ibérico: los tramos centrales del 12 de octubre caen hasta 0 euros por MWh, mientras las horas de la noche se disparan a los 266 euros. Dos realidades opuestas en una misma jornada festiva. La fotografía más nítida de un otoño que ya figura entre los más caros de la serie histórica.
Los datos del mercado ibérico OMIE, referencia para los consumidores acogidos a la tarifa regulada o PVPC, dejan una jornada atípica. El festivo del 12 de octubre rebaja la demanda industrial durante el día mientras la producción fotovoltaica empuja los precios hacia abajo. Por la noche, sin sol y con el viento en calma, el sistema tiene que tirar de los ciclos combinados de gas. La consecuencia es una brecha de casi 270 euros entre el tramo más barato y el más caro del mismo día.
El caso no es aislado. La media del otoño meteorológico, contabilizada entre el 1 de septiembre y el 10 de octubre, se sitúa en 147,6 euros por MWh. Es la tercera cifra más alta desde que el pool español comenzó a operar en 1998. Solo dos otoños han sido peores, y ambos coincidieron con crisis energéticas de alcance global.
Por delante aparecen los 168,1 euros de 2021 y los 238,2 euros de 2022. Aquel último episodio combinó la resaca de la pandemia con la invasión rusa de Ucrania y forzó medidas extraordinarias como el tope al gas que Bruselas autorizó para España y Portugal por su condición de isla energética, con escasas interconexiones con el resto del continente.
Sin aquel mecanismo, el pool habría arrancado el otoño de 2022 en unos 280 euros por MWh, un 15% por encima de lo que se pagó finalmente. La coyuntura actual es distinta, pero no más amable. El detonante ahora tiene nombre geopolítico. La guerra en Irán y las tensiones en el estrecho de Ormuz, considerado un corredor energético de primer orden, mantienen en vilo a los mercados de gas.
Un mismo día puede regalar electricidad al mediodía y cobrarla a precio de récord cuando cae el sol.
El gas europeo sigue cotizando por encima de los 70 euros por MWh, y recurrir a él para generar electricidad sale muy caro. Esa es la palanca que convierte una tarde barata en una noche de infarto. Los ciclos combinados apenas intervienen con sol, pero se erigen en el último recurso del sistema en cuanto la fotovoltaica se apaga. Y el gas manda.
La caída del viento y una demanda un 14% superior han devuelto a los ciclos de gas el papel de interruptor de emergencia del sistema.
El gas, la calma del viento y Ormuz: la tormenta que dispara el precio de la luz
Aquel 6 de octubre, el mercado mayorista rompió la barrera de los 200 euros por MWh por primera vez desde 2022. En aquel ejercicio el umbral se repetía con frecuencia y llegó a tocarse un máximo histórico de 544,98 euros en una sola sesión. Ahora el contexto vuelve a tensarse por la misma vía que entonces: el coste del gas y la escasez de alternativas baratas en las horas punta.
La demanda eléctrica ha crecido un 14,46% respecto al mismo mes de 2025, según los datos que maneja el sector. En paralelo, la generación eólica se ha desplomado un 17,7%. Esa combinación obliga al sistema a apoyarse en los ciclos combinados justo cuando el gas cuesta más del doble que hace un año. El patrón se repite.
La fotovoltaica fue la primera fuente de generación en septiembre, con el 26,3% del total. Ayudó durante las horas centrales. No bastó para cubrir las necesidades al caer la tarde, cuando la producción solar se desvanece y el pool fija sus precios más altos.
En octubre, la estadística diaria del sistema peninsular de Red Eléctrica muestra una aportación renovable en torno al 50% del mix. Es inferior al 53% de los mismos días de 2025 y queda lejos del 59% de 2024. La nuclear vuelve a liderar con el 22,7% de la producción, una señal de que el sistema echa mano de todo lo que tiene para sostener la demanda.
A eso se suma un factor menos visible. Europa cerró septiembre con las reservas de gas al 71,54%, casi once puntos porcentuales por debajo de hace un año. El colchón de seguridad del continente es más fino de lo que sugiere la calma de las últimas semanas.
El analista de mercados energéticos del Grupo ASE, Juan Antonio Martínez, describe el mecanismo. ‘Venimos de un septiembre con un 14,46% más de demanda que hace un año y una caída de la generación eólica del 17,7%’, señala. Esa suma, añade, aumentó la necesidad de recurrir a los ciclos combinados en el momento en que el gas marcaba su precio más alto en meses.
El riesgo que nadie quiere mirar: la factura del PVPC y el invierno que llega
La jornada del 12-O no es una anécdota. Es el retrato de un mercado que ha perdido su amortiguador natural. Durante años, el otoño traía temperaturas suaves, menos refrigeración y la vuelta del viento. Ese respiro ya no está garantizado, y el sistema lo nota cada tarde en cuanto el sol empieza a caer.
El problema de fondo es estructural. La fotovoltaica abarata el mediodía, pero no cubre la noche, y el sistema depende cada vez más del gas para esas horas. Cuanto más crece la potencia solar sin almacenamiento suficiente, más se acentúa el desequilibrio entre una comida casi gratis y una cena a precio de récord. El pool retrata ese desajuste con una precisión brutal: 0 euros a las dos de la tarde, 266 a las diez de la noche.
Para el consumidor con tarifa regulada, el efecto es directo. El PVPC se calcula con los precios horarios del pool, de modo que los tramos nocturnos caros castigan a quien cocina, se ducha, o pone la lavadora al final del día. La factura no sube por igual para todos: sube para quien no puede desplazar su consumo a las horas baratas. Y ese perfil es mayoritario en los hogares con menos renta.
Hay un contrapeso a vigilar. La volatilidad extrema que ha llevado al sistema de 0 a 266 euros en cuestión de horas es también la señal que acelera la inversión en baterías. El almacenamiento es la pieza que falta para que el mediodía solar se traslade a la noche. Cada episodio como el del 12-O refuerza el argumento económico de quien apuesta por esa tecnología.
Mientras no llegue en volumen suficiente, el gas seguirá marcando el precio de las horas oscuras. La próxima referencia llegará el 30 de noviembre, cuando se cierre el otoño meteorológico y se conozca la media definitiva de la estación. Si Ormuz se tranquiliza y el viento regresa, el ejercicio puede cerrar por detrás de 2022. Si no, el tercer puesto se quedará corto.
