El precio de la luz cae un 9,11% para el miércoles 21, hasta 195,52 euros el megavatio hora. Dos franjas horarias seguirán por encima de los 400 euros y el martes se cerró con la cifra más alta desde 2022.
La subasta diaria que gestiona OMIE deja la media del pool en 195,52 euros por megavatio hora para la jornada del miércoles, frente a los 215,11 euros del martes, según los datos difundidos por Servimedia. El descenso del 9,11% es el primero relevante de la semana, pero llega justo después de un pico que hacía cuatro años que no se veía en el mercado mayorista español. Los precios horarios y la casación por tecnologías pueden consultarse en el sitio oficial de OMIE.
El máximo del martes no es una anécdota estadística. Es el precio diario más alto desde 2022, el año en que la invasión de Ucrania y la crisis del gas arrastraron al mercado eléctrico europeo a niveles que entonces parecían irrepetibles. Cuatro años después, el mismo vértigo.
Del pico de 215,11 a los 195,52 euros: qué dice la subasta del miércoles
La caída del 9% en la media no equivale a un abaratamiento general del recibo. El mercado diario se casa hora a hora y el promedio esconde una dispersión enorme. Para el miércoles, dos de las 24 franjas horarias superan los 400 euros por megavatio hora, mientras otras quedan muy por debajo de la media. Esa brecha de más de 300 euros entre la hora más cara y las más baratas es la firma de un sistema con mucha generación barata, y poca capacidad flexible para las puntas. La media engaña.
Para el consumidor acogido al PVPC, el efecto es asimétrico. La tarifa regulada traslada el precio horario del pool, de modo que quien concentre el consumo en las horas centrales del día notará poco el pico, mientras que quien lo haga en la franja nocturna pagará la parte cara. La media de 195,52 euros queda lejos de los 215,11 del martes, pero el día conserva dos horas por encima de los 400 euros, un umbral que el mercado solo cruza cuando entra generación de respaldo caro.
Un promedio de 195 euros y dos horas por encima de 400 describen un mercado que ya no se mueve por la media, sino por las puntas.
La explicación técnica está en el orden de entrada de las tecnologías. El mercado diario paga a todas las unidades el precio de la última que hace falta para cubrir la demanda. Cuando el viento y el sol cubren el grueso del consumo, esa unidad es barata y el precio se hunde. Cuando cae la producción renovable y la demanda repunta al anochecer, la última unidad es un ciclo combinado de gas, y su coste fija el precio de todas las demás. Ahí está la clave: un mismo día puede tener franjas muy por encima de la media y franjas muy por debajo sin que el sistema se comporte de forma irracional.
El precio lo fija la última tecnología que entra, no la más barata: por eso dos horas de gas caro elevan el promedio de las 24.
Qué significa un máximo de cuatro años para la factura de los hogares
El mercado mayorista eléctrico no es la factura final, pero la condiciona. En el PVPC, el componente de energía se calcula con el precio horario del pool más los servicios de ajuste; en el mercado libre, las comercializadoras trasladan esa referencia con desfases y coberturas. El operador del sistema, Red Eléctrica, publica cada hora la demanda real y el desglose del mix, dos variables que ayudan a anticipar cuándo se tensará la subasta del día siguiente.
La comparación con 2022 tiene un límite que conviene no perder de vista. Entonces, el gas marcaba récords históricos en el mercado holandés y el mecanismo ibérico de tope al gas tuvo que intervenir para contener el pool. Ahora ese tope no está en vigor desde que expiró a finales de 2023, y el sistema funciona sin red de seguridad. El precio de 215,11 euros del martes se alcanzó, por tanto, con las reglas ordinarias del mercado.
El otro elemento que cambia el diagnóstico respecto a hace cuatro años es la composición del parque. España tiene hoy mucha más capacidad solar y eólica que en 2022, y eso debería moderar los precios medios. Pero también ha perdido respaldo gestionable: el carbón está prácticamente fuera del mix y la nuclear afronta un calendario de cierre que el Gobierno ha ido modulando. El resultado es un sistema más barato en las horas de sol y más frágil cuando el sol se va.
Ahí está la contradicción de fondo. La misma política que ha hundido el coste de generar electricidad a mediodía ha encarecido la tarea de garantizar el suministro a las ocho de la tarde. Los 400 euros de las horas punta no son un fallo del mercado: son la señal de precio que pide almacenamiento, interconexión y demanda flexible. Mientras esa señal no se traduzca en inversión, el sistema la repetirá cada vez que falte viento.
La volatilidad como nuevo suelo del sistema eléctrico
El dato del miércoles invita a una lectura tranquilizadora: la luz baja un 9%. La lectura incómoda es la del día anterior. Un mercado que en octubre marca su nivel más alto en cuatro años, con dos franjas diarias por encima de 400 euros, no está normalizado; está esperando el siguiente episodio. La volatilidad ha dejado de ser un accidente y se ha instalado como parte del suelo del sistema.
Hay una explicación estructural que trasciende el caso español. El mercado mayorista europeo se diseñó en un mundo con generación gestionable abundante y combustibles relativamente estables. Con una cuota renovable que en España supera ya la mitad de la generación anual, el precio pasa a depender de las horas en que las renovables no están. El sistema paga cada vez más por la energía que no produce, y ese sobrecoste se reparte entre todos los consumidores a través del propio pool y de los cargos regulados.
El riesgo evidente es de calendario. Si noviembre y diciembre traen anticiclón, bajas temperaturas y poco viento, una combinación frecuente en la meseta, la demanda subirá justo cuando falte generación barata. Los grandes consumidores ya cubren ese escenario con contratos a plazo, pero el hogar que no ha fijado precio lo paga al contado. Queda abierta la pregunta de si las comercializadoras podrán ofrecer tarifas estables con un pool que se mueve 300 euros entre horas. El calendario manda.
Hay un hito que servirá de termómetro. La publicación de los precios de cierre de año y el comportamiento del mercado en las primeras semanas de 2027 dirán si el máximo de octubre fue un pico aislado o el nuevo rango de referencia. Dos tramos por encima de 400 euros en una jornada de otoño apuntan a lo segundo. La media de 195,52 euros es solo la parte amable del dato.
