El precio de la luz escala hasta los 260,62 €/MWh entre las 20 y las 21 horas del martes 13. La hora punta borra de un golpe los tramos a coste cero que el mercado había regalado la jornada anterior y devuelve los máximos al filo de la noche, con un segundo pico de 254,53 €/MWh entre las 8 y las 9 de la mañana.
Del 130 €/MWh del sábado a los 166,63 del martes: cuatro jornadas de escalada
La media diaria del pool se sitúa en 166,63 €/MWh, según los precios publicados por el Operador del Mercado Ibérico de Energía. Son quince euros más que el lunes (151,76) y casi 37 más que el sábado (130). El salto acumulado en menos de cuatro jornadas se resume en un encarecimiento del 20%, con las horas a coste cero —habituales durante el puente del Pilar— completamente fuera del mapa de precios.
El encarecimiento no se reparte igual a lo largo del día. Las tarifas más caras aparecen en dos franjas concretas: de 8 a 9 de la mañana, a 254,53 €/MWh, y de 20 a 21 horas, con el máximo de 260,62 €/MWh. Las llamadas horas prohibidas vuelven, por tanto, a la primera hora de la mañana y a la última de la noche.
En el otro extremo, la jornada concede una tregua. Los consumidores del mercado regulado encuentran un bloque de cinco horas por debajo de los 50 €/MWh y el tramo más económico entre las 15 y las 16 horas, cuando la electricidad se paga a 26,25 €/MWh. Entre el valle y el pico hay más de 234 euros de diferencia por megavatio hora dentro del mismo día.
El motivo de semejante horquilla está en la forma en que se forma el precio. En el mercado mayorista, cada hora la paga la tecnología más cara necesaria para cubrir la demanda. Cuando la eólica, la solar, la hidráulica, y la nuclear bastan, el precio se hunde. Cuando no bastan, entra el ciclo combinado y con él el precio del gas.
La luz no sube porque se consuma más, sino porque el último megavatio de la noche lo pone una central de gas que compra a 78 euros.
Y el gas no está barato. El Banco de España atribuye el repunte a la inestabilidad en Oriente Próximo: la interrupción de rutas marítimas a finales de febrero elevó la materia prima en el Mercado Ibérico del Gas (Mibgas) de unos 30 €/MWh a más de 50 en marzo, antes de alcanzar los 78 €/MWh en septiembre. La traslación al mercado eléctrico fue desigual, amortiguada en primavera por el peso de la fotovoltaica y mucho más agresiva en verano, cuando la menor aportación solar y el aumento de la demanda obligaron a recurrir a los ciclos combinados.
El valle de 26 €/MWh y el pico de 260 €/MWh son la misma película: mucha solar al mediodía y todavía demasiado gas al anochecer.
Del pool al recibo: el PVPC traslada el 40% y el precio fijo aguanta hasta la renovación
Septiembre cerró con una media mayorista de 143 €/MWh, el nivel mensual más alto desde febrero de 2023, y el Banco de España calcula que cada 10 €/MWh de subida del gas añaden unos 15 €/MWh al precio de la electricidad en verano, el doble que en primavera.
Ese encarecimiento no llega íntegro ni de inmediato al recibo. El PVPC toma el 40% de su precio del mercado diario y el 60% restante de una cesta de precios negociados a futuro, de modo que la volatilidad del pool tiene un impacto menor y más gradual en la factura. La tarifa incorpora además otros costes, entre ellos los asociados a la operación reforzada que Red Eléctrica mantiene desde el apagón de 2025.
En el mercado libre el calendario es distinto. Mientras el contrato mantenga el precio pactado, el consumidor queda protegido frente a repuntes como el de este martes; el golpe llega en la renovación, si la comercializadora decide trasladar entonces el coste de la energía a las nuevas condiciones. Según los últimos datos de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, el 27,4% de los consumidores sigue acogido al PVPC y el 37,4% de los hogares tiene una tarifa eléctrica con el mismo precio a todas las horas.
El gas tampoco da tregua al otro lado de la factura. La tarifa de último recurso (TUR) se revisa con la referencia del Mibgas, de modo que el encarecimiento de la materia prima terminará apareciendo también en la calefacción del invierno. Y los mercados de futuros no anticipan alivio: para el cuarto trimestre, las cotizaciones apuntan a 141,4 €/MWh en electricidad y 74,2 €/MWh en gas, según las estimaciones recogidas por el Banco de España.
Una brecha de 234 euros: el mercado premia al que puede mover su consumo
La distancia entre las tres de la tarde y las nueve de la noche de este martes no es una anomalía puntual, sino la fotografía de un sistema eléctrico a medio electrificar. España ha instalado en la última década una potencia fotovoltaica que hunde los precios del mediodía y que, en jornadas laborables y con cielo despejado, deja tramos cerca de cero o directamente a cero. Ese éxito tiene una cara menos amable: la solar canibaliza su propia retribución y desplaza la presión de precio hacia las horas en las que ya no hay sol, cuando la demanda residencial sube y la única tecnología disponible a gran escala sigue siendo el ciclo combinado.
El resultado es que conviven un récord de generación renovable y el precio mensual más alto desde febrero de 2023. No hay contradicción: las renovables abaratan la energía media, pero no fijan el precio de la hora crítica, que continúa dependiendo del gas importado. La comparación con la crisis de 2022 resulta inevitable, aunque el instrumental ya no es el mismo: el tope al gas que entonces moderó la escalada no forma parte del marco regulatorio actual y la única referencia disponible es el mercado de futuros. Mientras el Mibgas se mantenga por encima de los 70 €/MWh, cualquier episodio de poco viento o de nubes tendrá el mismo efecto que el de esta jornada.
Hay una derivada que suele quedar fuera del titular y que resulta decisiva. El consumidor que puede desplazar la lavadora a las tres de la tarde aprovecha el valle y paga 26 euros por megavatio hora; quien tiene una tarifa plana o llega a casa con la calefacción encendida a las nueve de la noche asume el pico completo. El 37,4% de los hogares con precio único queda al margen de esa gestión, y el PVPC, que sí se mueve con el pool, solo amortigua la escalada gracias a la cesta de futuros. La brecha de precios de este martes premia a quien puede elegir hora y castiga a quien no.
La referencia para saber si el 13 de octubre es un episodio aislado o el arranque de un otoño caro está en el contrato de futuros del cuarto trimestre, que se liquida en diciembre. Con el gas por encima de los 74 €/MWh y la hidráulica pendiente todavía de las lluvias de otoño, el escenario central apunta a precios sostenidos por encima de los 140 €/MWh hasta el cierre del ejercicio. La duda razonable es otra: si la próxima oleada de instalaciones fotovoltaicas y de almacenamiento llegará a tiempo de rebajar el pico nocturno o si, por el contrario, seguirá abaratando únicamente las horas en las que el sistema ya era barato.
