La factura eléctrica de octubre supera los 80 euros para el consumidor tipo con PVPC, un 29% más interanual. Es el recibo más alto de los últimos cuatro años y llega con el mercado mayorista en plena escalada.
El dato sale del simulador de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, que calcula el recibo de un suministro con 4,4 kilovatios de potencia, 60 kWh en punta, 70 kWh en llano, y 120 kWh en valle, con fecha de facturación hasta el 30 de octubre. El resultado son más de 80 euros: un 8% por encima de septiembre, un 29% por encima de octubre de 2025 y un 41% más que la media de los tres octubres anteriores, que se quedó en 57 euros.
El coste de la energía pasa de 30 a 42 euros en el recibo tipo
El término variable explica casi todo el movimiento. La energía consumida por ese hogar tipo costaba unos 30 euros en octubre del año pasado; en el acumulado de estas cinco últimas semanas se ha ido a 42 euros. Doce euros de diferencia que se propagan al resto de la factura, porque los tributos se calculan sobre una base que ya incorpora ese coste.
El impuesto eléctrico del 5,11% se aplica sobre la suma del término fijo, el término variable y la financiación del bono social; el IVA, sobre el precio final. Ambos crecen cuando crece la energía. Y hay un matiz que evita comparaciones engañosas: las facturas de octubre de 2025 y de octubre de 2026 incorporan los impuestos eléctricos en su nivel ordinario, sin las rebajas fiscales que el Gobierno aplicó durante la crisis para amortiguar el golpe. La subida del 29% es, por tanto, limpia.
El PVPC es la tarifa del mercado regulado, la que sigue aplicando a los hogares que no han firmado una oferta con una comercializadora libre. Su precio cambia cada día en función del pool y de la cesta de futuros, aunque el recibo se cierre a final de mes. Ese desfase explica por qué la escalada de las últimas semanas de octubre todavía no se ha visto entera en la factura.
El récord absoluto queda lejos. En marzo de 2022, antes de que entrara en vigor el mecanismo ibérico del tope al gas, un consumidor de las mismas características pagó 123 euros. La referencia sirve para dimensionar el salto: octubre de 2026 no repite la crisis, pero es el mes más caro desde entonces.
El recibo más caro en cuatro años no se explica por falta de generación en España, sino por el precio del gas que fija el marginal.
El mercado mayorista cerró octubre con una media de 165 euros/MWh, la más alta en cuatro años. La distribución del mes dibuja un mercado quebrado: solo una sesión por debajo de los 100 euros, una veintena por encima de esa cota y cinco por encima de los 200.
El pool promedia 165 euros/MWh con una sola sesión por debajo de los 100: el mes no tuvo un susto puntual, tuvo un problema estructural.
Dos sesiones de 244 euros y un gas que triplica el precio de 2025
El cierre fue peor que la media. El jueves 29 de octubre el pool marcó 231,02 euros/MWh y el viernes 30 subió a 244,69 euros/MWh, techo anual en dos sesiones consecutivas. Ningún susto puntual: el mes entero se movió en esos parámetros.
Detrás de los picos está el gas. El TTF holandés ha superado los 100 euros/MWh, el triple que hace un año, con la guerra en Oriente Próximo y la situación en el estrecho de Ormuz como telón de fondo. Quemar gas para producir electricidad vuelve a ser caro, y esa tecnología sigue fijando el precio de la última hora casada en el pool. En un sistema como el español, donde el ciclo combinado suele ser la última planta en entrar para cubrir la demanda, su coste termina marcando lo que cobran todas las demás.
La reforma del PVPC que debía proteger al consumidor le traslada ahora la curva de futuros
Hasta 2024, la tarifa regulada dependía exclusivamente del pool diario. La crisis posterior a la invasión rusa de Ucrania empujó al Gobierno a cambiar la metodología para reducir la exposición de los hogares a la volatilidad: el precio pasó a combinar el mercado diario con una cesta de productos mensuales, trimestrales y anuales. El peso de esa cesta creció por tramos: 25% en 2024, 40% en 2025 y 55% desde 2026. Hoy el pool explica el 45% del término variable.
El diseño funciona cuando la volatilidad es de corto plazo y se convierte en un problema cuando la curva entera se desplaza. Los futuros de OMIP para noviembre cotizan a 193 euros/MWh; los del primer trimestre de 2027, a 169,25 euros; y la referencia para el conjunto del próximo año, a 130,4 euros. Los futuros de 2027 han repuntado más de un 70% en dos meses. Ese es el suelo que el consumidor verá en su recibo aunque el pool se enfríe.
La contradicción del mes es difícil de ignorar. Octubre ha marcado máximos anuales de precio con generación nuclear elevada y sin tensiones de suministro en el sistema español. No hay escasez doméstica. El coste lo importa el gas y, con él, la geopolítica de un corredor por el que transita una parte decisiva del crudo y del GNL mundial. Con una interconexión eléctrica todavía limitada con el resto de Europa, el margen de España para aislarse de ese precio es estrecho.
El segundo riesgo es político. En 2022 el Ejecutivo rebajó impuestos para contener el recibo; en 2026 esa palanca ya está gastada, porque el impuesto eléctrico y el IVA operan en su nivel ordinario. Cualquier intervención adicional tendría que hacerse sobre peajes, cargos o la propia metodología, con un coste recaudatorio explícito y con la señal de inversión que necesitan las renovables y el almacenamiento en juego. No es un detalle menor: el mismo mercado que hoy presiona el recibo es el que debe financiar la capacidad que lo abarate.
El mercado, de momento, no descuenta normalización. La condición que puede romper la tendencia es concreta: que el TTF ceda de forma sostenida por debajo de los 100 euros/MWh y arrastre consigo la curva de futuros, no solo el pool diario. El primer termómetro llegará con la facturación de noviembre, que el simulador de la CNMC actualizará a final de mes, y con las subastas de OMIP de las próximas semanas. Si la curva de 2027 no baja, el alivio del recibo tendrá que esperar.
