El precio de la luz cae un 18,45% el domingo y deja seis horas a cero euros. La media diaria se queda en 111,88 euros por megavatio hora (€/MWh), según los datos que publica el Operador del Mercado Ibérico de la Energía para el 25 de octubre.
La cifra llega después de un sábado caro. El pool marcó 137,19 €/MWh el 24 de octubre, un 24,6% por encima de la jornada anterior, y el descenso del domingo rebaja la referencia diaria en algo más de 25 euros por megavatio hora. Para el consumidor doméstico, la lectura útil no es el promedio: es el reparto por tramos, donde seis horas quedan en cero o por debajo.
Un domingo con seis horas a cero euros en el pool
El mecanismo es conocido. El mercado mayorista retribuye toda la electricidad al precio de la última tecnología necesaria para cubrir la demanda. Cuando eólica, solar, hidráulica, y nuclear bastan, el precio se hunde. Cuando hay que encender los ciclos combinados, el gas fija el techo de las 24 horas.
Las condiciones del primer escenario se dan este domingo: demanda industrial casi parada y sol de sobra en las horas centrales. De ahí los seis tramos a cero. El dato engaña si se lee solo.
Seis horas a cero y dieciocho por encima producen una media de 111,88 euros. El cálculo no distingue cuánta electricidad se consume en cada tramo, y esa es la clave que separa el titular del recibo.
Seis horas a cero no compensan una tarde y una noche pagadas a precio de ciclo combinado.
Porque el promedio diario sigue por encima de los 110 euros, y septiembre cerró con una media mayorista de 143 €/MWh, el nivel mensual más alto desde febrero de 2023. La volatilidad no es un accidente de calendario: es la característica dominante del mercado español en 2026.
El gas dejó de ser un coste marginal para convertirse en el árbitro del precio eléctrico español: entre febrero y septiembre pasó de 30 a 78 €/MWh.
El patrón se repite desde la primavera. Entre abril y mayo, el peso de las renovables amortiguó la traslación del gas al pool. En verano, la menor aportación fotovoltaica y el aumento de la demanda obligaron a recurrir a los ciclos combinados, y el precio mayorista se movió al ritmo del Mibgas.
El gas que mueve la factura: de 30 a 78 €/MWh en Mibgas
Ese movimiento está en el centro del diagnóstico del Banco de España. El precio del gas natural registró un repunte notable en los mercados europeos durante 2026 por la inestabilidad en Oriente Próximo. La interrupción de rutas marítimas a finales de febrero elevó la materia prima en el Mercado Ibérico del Gas desde unos 30 €/MWh hasta superar los 50 en marzo, antes de alcanzar 78 €/MWh en septiembre.
La traslación al mercado eléctrico fue desigual a lo largo del año. Los cálculos del supervisor cifran la elasticidad: un aumento de 10 euros por megavatio hora en el gas eleva el precio mayorista de la electricidad en unos 15 euros en verano, el doble que en primavera. La razón está en el orden de mérito. Con renovables cubriendo la demanda, el gas apenas toca el precio final; sin ellas, lo determina.
Las previsiones no apuntan a un alivio inmediato. Los mercados de futuros anticipan para el cuarto trimestre 141,4 €/MWh en electricidad y 74,2 €/MWh en gas, según las estimaciones recogidas por el Banco de España. El domingo a cero euros convive, sin contradicción, con un trimestre de precios altos, y esa combinación explica que el gas haya recuperado el papel que tuvo en la crisis de 2022 pese a un parque renovable mucho mayor.
Del pool al recibo: por qué seis horas gratis no abaratan la factura
El precio mayorista no llega en bruto al hogar. El PVPC toma un 40% de su valor del mercado diario y el 60% restante de una cesta de precios negociados a futuro, de modo que la volatilidad del pool impacta de forma más gradual. Eso no significa que quede al margen: la tarifa incorpora además otros costes, entre ellos los asociados a la operación reforzada que Red Eléctrica mantiene desde el apagón de 2025.
Quien tiene contrato a precio fijo en el mercado libre queda protegido mientras dure el acuerdo. El riesgo se traslada al momento de la renovación, cuando la comercializadora puede incorporar el encarecimiento de la energía a las nuevas condiciones. Los últimos datos de la CNMC sitúan en el 27,4% los consumidores acogidos al PVPC, mientras un 37,4% de los hogares tiene una tarifa con el mismo precio a todas las horas.
Para el consumidor acogido al PVPC, el margen de actuación está en el horario. Programar lavadora, lavavajillas o la recarga del coche en las horas centrales del día aprovecha los tramos que el domingo quedaron a cero, y esa lógica se mantiene aunque el promedio diario suba. Para quien tiene precio fijo, la decisión relevante no está en el consumo diario sino en la fecha de renovación.
Ahí está la paradoja que el titular de las horas gratis esconde. El sistema eléctrico español combina ya tanta capacidad solar con tanta dependencia del gas que es capaz de cerrar septiembre con la media mensual más alta en tres años y medio y, un mes después, dejar el pool a cero durante seis horas en un domingo de baja demanda. Ambas cosas son verdad al mismo tiempo. La volatilidad es el precio de la descarbonización sin almacenamiento suficiente.
El precedente importa. Entre 2021 y 2022, la escalada del gas arrastró el pool por encima de los 200 euros y obligó a intervenir el mercado con el mecanismo ibérico. La diferencia ahora es la composición del mix: hay más renovable, pero también más dependencia del ciclo combinado cuando el sol falla. El resultado es un mercado que oscila más, no menos.
Debajo de esa oscilación hay un debate de inversión. La red necesita almacenamiento para trasladar la energía sobrante del mediodía a la noche, y ese despliegue avanza a un ritmo inferior al de la fotovoltaica. Mientras la brecha se mantenga, cada mes de mucho sol producirá precios cero y cada mes de poco sol devolverá el protagonismo al ciclo combinado.
A eso se suma el calendario: los futuros de 141,4 €/MWh para el cuarto trimestre dibujan un invierno con el gas todavía en 74 €/MWh, y cada renovación de contrato en el mercado libre trasladará esa referencia a la factura doméstica. Las horas a cero no compensan ese movimiento: quien consume de noche o en días sin sol paga la otra cara del mismo mercado.
La pregunta que queda abierta no es si habrá más domingos a cero euros —los habrá mientras la fotovoltaica crezca sin baterías suficientes—, sino si el marco tarifario está preparado para esa intermitencia. El promedio mensual que OMIE publique con el cierre de octubre dará la primera pista seria sobre la tendencia del invierno.
