La tormenta perfecta devuelve la factura de la luz al tercer otoño más caro de la historia

Actualizado hace 3 minutos

El fantasma de la crisis energética vuelve a sobrevolar los hogares y la industria con el cambio de estación. Lo que tradicionalmente suele ser un periodo de tregua en los recibos —marcado por la moderación de las temperaturas, la caída en el uso del aire acondicionado y el despertar paulatino del otoño— se ha transformado este año en un escenario adverso. El precio de la electricidad en el mercado mayorista, el conocido como pool, está registrando el tercer inicio de otoño más caro de toda su serie histórica, condicionado por una combinación letal de factores geopolíticos, meteorológicos y de mercado.

Según los registros oficiales del operador del mercado ibérico (OMIE), el arranque del otoño meteorológico —que comprende del 1 de septiembre al 10 de octubre— arroja una media de 147,6 euros por megavatio hora (MWh). Se trata de un registro inédito en tiempos de normalidad: desde la creación del mercado en 1998, solo en dos ocasiones se han superado estos niveles en idéntico periodo. Fue en 2021 (168,1 euros/MWh) y en el fatídico 2022 (238,2 euros/MWh), en plena escalada inflacionaria tras la pandemia y con la invasión rusa de Ucrania dinamitando las cadenas de suministro globales.

Aquel pico de 2022 obligó a Bruselas a autorizar a España y Portugal la denominada excepción ibérica, un tope al gas que blindó a la península de su condición de isla energética. Sin esa red de seguridad, el precio medio habría rozado entonces los 280 euros/MWh, un 15 % por encima de lo abonado. Hoy el contexto bélico es distinto, pero el impacto en los bolsillos de quienes tienen contratada la tarifa regulada (PVPC) resulta igualmente palpable.

El retorno a la barrera de los 200 euros

La señal de alarma definitiva sonó el pasado martes 6 de octubre. Ese día, el pool pulverizó la barrera psicológica de los 200 euros/MWh, una cota que no se alcanzaba de forma tan contundente desde 2022, año en el que se fijó el récord histórico absoluto en una sola sesión (544,98 euros/MWh).

Para comprender las causas de esta escalada es imprescindible mirar al coste del combustible fósil. El gas natural europeo se mantiene por encima de los 70 euros/MWh, lo que dispara los costes de los ciclos combinados cuando el sistema requiere quemar gas para cubrir los picos de demanda. Como explica el analista de mercados energéticos del Grupo ASE, Juan Antonio Martínez, el problema radica en la confluencia de varios desequilibrios: venimos de un mes de septiembre donde el consumo creció un 14,46 % respecto al año pasado, mientras que la generación eólica se desplomó un 17,7 %.

Esa brecha obligó a recurrir de forma intensiva a los ciclos combinados, precisamente en un momento en que la cotización del gas duplicaba la del ejercicio anterior. Ni siquiera el empuje de la energía fotovoltaica —que lideró el mix de generación en septiembre con un 26,3 % del total gracias al sol de las horas centrales— bastó para amortiguar el golpe al caer la tarde, cuando la curva de demanda repunta y la luz solar desaparece.

Geopolítica en Ormuz y reservas europeas bajo mínimos

El mes de octubre no ha traído el sosiego esperado. Los datos del sistema peninsular de Red Eléctrica reflejan que la contribución de las energías renovables ha caído al entorno del 50 % (frente al 53 % de 2025 y el 59 % de 2024 en idénticas fechas), dejando a la energía nuclear como principal fuente con el 22,7 % del total.

A ello se añade la incertidumbre global. La tensión bélica en Irán y las amenazas de bloqueo sobre el estrecho de Ormuz —paso neurálgico del comercio energético mundial— mantienen en vilo a los operadores. A diferencia del año anterior, Europa afronta este otoño con unas reservas de gas al 71,54 %, prácticamente once puntos por debajo del ejercicio previo. Con los almacenes menos llenos y el suministro en vilo, el encarecimiento se traslada de forma directa al sistema eléctrico.

A la espera del viento y del gas licuado

La evolución de las próximas semanas será determinante para calibrar el impacto final en los consumidores. En condiciones meteorológicas habituales, octubre suele activar la generación eólica y enfriar la demanda, dos dinámicas que favorecen el abaratamiento del pool.

Sin embargo, como advierten desde el Grupo ASE, el simple cambio de estación no obrará milagros mientras persista la dependencia de un gas tan gravoso. El respiro dependerá de cuántas horas deban encenderse las centrales de ciclo combinado, de la fluidez con que transiten los petroleros mediante rutas alternativas en Arabia Saudí y Emiratos Árabes y, de manera crucial para la península, de que se estabilicen las importaciones de gas natural licuado (GNL). Mientras tanto, el otoño arranca bajo el signo de la incertidumbre y con la factura eléctrica en guardia.