El precio de la luz subirá este jueves un 17% hasta 231 euros por megavatio hora, nuevo máximo anual del mercado mayorista.
El pool fija 231 euros de media y roza los 323 en el pico de la tarde
La subasta diaria resuelta este miércoles y publicada por el operador ibérico OMIE deja la media del jueves 29 de octubre en 231 euros/MWh, un 17% por encima de la jornada anterior. El dato convierte la sesión en la más cara de 2026 y devuelve al mercado mayorista a un terreno que no se veía desde 2022.
El perfil horario es tan elocuente como la media. El máximo se alcanzará alrededor de las 18:00, con 322,78 euros/MWh, y el mínimo llegará pasadas las 12:00, con 115 euros/MWh. En medio, 18 horas del día superarán la barrera de los 200 euros.
Es la tercera vez este año que la media diaria rebasa los 200 euros/MWh. El anterior récord anual se fechó el pasado lunes 19 de octubre, con 215 euros/MWh, una marca que ha aguantado apenas diez días.
Para encontrar registros de esta magnitud hay que retroceder a 2022, cuando la invasión rusa de Ucrania disparó los precios energéticos en toda Europa y mantuvo al pool español por encima de los 300 euros durante meses.
Tres jornadas por encima de los 200 euros en un mismo año dejan de ser una anomalía estadística y pasan a comportarse como un patrón de precio.
El dibujo intradía explica el mecanismo. La generación solar empuja el precio hacia abajo en las horas centrales, hasta el mínimo de 115 euros, y la demanda de la tarde, con la fotovoltaica ya en retirada, obliga a entrar a los ciclos combinados de gas, que fijan el precio marginal. Ahí nace el pico de 322,78 euros.
El mismo día contiene dos mercados distintos: la electricidad barata del mediodía solar y la cara del arranque de la noche, cuando manda el gas.
La volatilidad ha dejado de ser una excepción. Un mercado que en los ejercicios posteriores a la crisis apenas visitaba la cota de los 200 euros vuelve ahora a ella con naturalidad, y esa normalización incomoda especialmente a un sistema que había hecho de la estabilidad de precios su argumento comercial frente al mercado libre.
Del pool al recibo: qué parte del precio llega al PVPC
El precio mayorista es una de las referencias de la tarifa regulada o PVPC, pero ya no la única. Después de la crisis de 2022, la metodología se reformó para reducir el peso de la subasta diaria y limitar la volatilidad de la factura doméstica. Desde la reforma aplicada en 2024, el PVPC se calcula con una cesta que combina el mercado diario con precios a plazo, de modo que el pool pesa bastante menos que antes en el recibo final.
Esa amortiguación tiene consecuencias medibles. Cada euro por megavatio hora del mercado diario equivale a 0,1 céntimos por kilovatio hora; una jornada completa a 231 euros/MWh se traduce en 23,1 céntimos por kWh de media antes de peajes, cargos e impuestos. En el mercado libre, la referencia llega con retraso, a través de las renovaciones de contrato.
Quién lo nota. Los hogares acogidos al PVPC son hoy una bolsa más pequeña que en 2022, después de años de trasvase hacia el mercado libre, pero siguen siendo el segmento más expuesto a una jornada como la del jueves. Para una vivienda con calefacción eléctrica, el tramo de 18:00 a 22:00 decide buena parte de la factura mensual.
El margen de actuación existe, aunque sea estrecho. El PVPC se liquida con el precio de cada hora, de modo que trasladar lavadora, secadora o recarga del vehículo al valle del mediodía, cuando la fotovoltaica hunde el pool hasta los 115 euros, rebaja el componente de energía más que cualquier cambio de comercializadora.
El resto del recibo no se mueve al ritmo del pool. Peajes de acceso, cargos del sistema, y el impuesto eléctrico se fijan por normativa y solo cambian cuando lo hace el regulador. Eso rebaja el golpe, aunque no lo elimina: el componente de energía es la porción que más ha oscilado en los últimos cuatro años.
Un otoño caro: por qué el mercado vuelve a la zona de 2022
La comparación con 2022 exige matices. Entonces había un shock de oferta identificable, el corte del gas ruso, y un instrumento excepcional: la excepción ibérica, que topó el precio del gas para las centrales y amortiguó el pool entre 2022 y 2023. Ese mecanismo ya no está en vigor.
Lo que distingue al episodio actual es su intermitencia. Picos puntuales en lugar de una crisis sostenida. Ese perfil resulta más incómodo de gestionar que un encarecimiento continuo, porque ni las comercializadoras ni los hogares pueden anticipar con holgura una subasta que se dispara tres veces en un año.
En el lado empresarial, las eléctricas integradas con parque de ciclo combinado capturan el diferencial de esas horas. Es el reverso previsible de un mercado marginalista: la tecnología que fija el precio cobra el precio. Las comercializadoras sin generación propia afrontan el escenario contrario, comprando en el mercado diario y vendiendo a tarifas cerradas que ya no replican el coste real del suministro.
Hay una contradicción de fondo que el récord del jueves deja al descubierto. España ha elevado su cuota renovable hasta rondar la mitad de la generación y aun así el sistema sigue registrando horas de 322 euros. La explicación no está en la falta de megavatios limpios, sino en la falta de flexibilidad: sin almacenamiento suficiente ni más interconexión, la caída del sol devuelve el mando al gas y, con él, al precio marginal más caro del día.
El riesgo evidente está en el calendario. Noviembre y diciembre concentran la demanda de calefacción y reducen las horas de sol útil; si la hidráulica no acompaña y el gas europeo repunta, la barrera de los 200 euros puede visitarse con más frecuencia de la deseable para un sistema que presume de renovables baratas.
La pregunta abierta no es si el jueves será caro, porque lo será, sino si este cierre de octubre marca un punto de inflexión o solo el tercer aviso del año. La subasta que OMIE publique el 31 de octubre, ya con noviembre en el horizonte, ofrecerá la primera respuesta y marcará el tono de la primera semana del mes.
