El precio de la luz del lunes se dispara a 215,11 euros por megavatio hora, el máximo anual de 2026.
La cifra procede de la subasta publicada este domingo por el operador del mercado ibérico y supone un repunte del 182% respecto a los 76,28 euros del domingo. El salto tiene más de calendario que de sorpresa: en fin de semana la demanda cae y el pool tiende a marcar mínimos.
Es la segunda vez en el año que la electricidad rebasa la barrera de los 200 euros por megavatio hora. La anterior fue el 6 de octubre. Para encontrar registros sostenidos por encima de ese nivel hay que retroceder a 2022, cuando la invasión rusa de Ucrania descolocó el mercado energético europeo.
El mercado encadena su segundo día por encima de los 200 euros
El tramo más caro llegará a las 21:00, con 299 euros por megavatio hora. El más barato se registrará a las 13:00, con 168,5 euros. Entre ambos, un perfil que no concede tregua al consumidor doméstico y que deja 13 horas por encima de los 200 euros.
España no se mueve sola. Francia marcará 221,77 euros; Alemania, 208,44; Italia, 262,63. El diferencial italiano, de casi 48 euros sobre el mercado ibérico, describe un mapa europeo en el que el gas sigue fijando el suelo de todos los sistemas eléctricos.
Un máximo anual en octubre, con la fotovoltaica instalada en récord, resume la paradoja de un mercado que ya no depende solo del sol.
La duración del episodio es lo que cambia la naturaleza del problema. Un pico puntual se digiere; una jornada entera por encima de los 200 euros se factura, y ese es el escenario que afrontan el lunes industrias, comercios y hogares con tarifa indexada. Con Francia por encima de España en casi seis euros, es previsible que las interconexiones funcionen a pleno rendimiento hacia el norte durante las horas de mayor diferencial.
La meteorología ha dejado de ser un factor marginal del recibo: una dana basta para borrar semanas de moderación de precios.
El movimiento tampoco es aislado en la serie histórica reciente. Desde el 6 de octubre, el mercado ha alternado sesiones de calma con repuntes bruscos, una volatilidad que complica cualquier previsión de tesorería para quien compra electricidad a precio indexado.
Adam, el gas y la fotovoltaica que no llega
La explicación inmediata tiene nombre propio: Adam. La primera gran dana del otoño ha cubierto de nubosidad y tormentas buena parte de la península y ha recortado la generación solar en las horas centrales, justo la franja que en los últimos meses había amortiguado el precio del mercado.
A esa circunstancia se añade el encarecimiento del gas en los mercados internacionales por la guerra de Irán, que eleva el coste marginal de los ciclos combinados y arrastra al alza al resto de tecnologías. El sistema vuelve a mirar al gas cuando falta el sol, y lo hace con la misma lógica marginalista de siempre.
El PVPC ya no depende solo del pool, pero lo nota
El PVPC absorbe solo una parte de la subasta: desde el 1 de enero de 2026, el mercado mayorista pesa un 45% en la tarifa regulada y el 55% restante se calcula con los mercados a plazo. La reforma, diseñada tras la crisis de 2022 para domar la volatilidad, amortigua el golpe sin eliminarlo.
A cierre de 2025 había 8,2 millones de consumidores acogidos al PVPC, el 27,4% del total, según los datos de la CNMC. El otro 72,6% opera en el mercado libre, donde el precio se cierra por contrato y la volatilidad se traslada con retraso, en la renovación. Ambos mundos acaban pagando el mismo escenario, solo que con calendarios distintos.
El detalle horario de la subasta puede consultarse en el operador del mercado ibérico, que publica cada día precios y volúmenes por tramos.
Para el consumidor con PVPC y contador inteligente, la jornada del lunes deja margen a la gestión: entre los 168,5 euros de las 13:00 y los 299 de las 21:00 hay un diferencial del 77%. Mover el lavavajillas o la carga del coche eléctrico de la noche al mediodía vale dinero real, aunque el ahorro dependa de que el usuario tenga esa flexibilidad.
El detalle incómodo es estructural. España ha instalado capacidad solar a un ritmo que en primavera y verano hunde los precios de las horas centrales, hasta el punto de que el mercado encadena días con tramos cercanos a cero. Ese mismo sistema, cuando una dana apaga la fotovoltaica y el gas sube, se queda sin colchón. La intermitencia se paga dos veces: el día que sobra generación y el día que falta.
La comparación con 2022 ayuda a medir la distancia, y también a entender qué no ha cambiado. Los máximos de entonces quedan lejos, pero el mecanismo de casación sigue intacto: la última tecnología que entra en el mercado pone el precio de todas las demás. Mientras el gas marque el coste marginal en las horas sin sol, el recibo será rehén de la meteorología y de la geopolítica. La excepción ibérica que topó el gas entre 2022 y 2023 fue un parche temporal, no una reforma del diseño.
Hay además un efecto de segunda ronda que suele pasar desapercibido. Las comercializadoras del mercado libre cubren sus compras con antelación, de modo que una jornada de 215 euros no llega de inmediato a esos contratos , pero sí presiona las ofertas de renovación si el episodio se repite. La industria electrointensiva, que negocia coberturas a un año vista, observa este tipo de sesiones como señal de riesgo y no como anécdota.
El riesgo para las próximas semanas es de calendario. Octubre es un mes de transición: la demanda aún no ha despegado hacia los niveles de invierno y la fotovoltaica ya pierde horas de sol. Si el gas mantiene la tendencia alcista y la borrasca se repite, los 200 euros dejarán de ser un umbral excepcional y pasarán a ser una referencia recurrente del otoño.
Queda por ver si el episodio se queda en dos jornadas o se convierte en la tónica de la temporada. La subasta del martes dará la primera pista. El cierre mensual del PVPC, la segunda.
