El precio medio del mercado mayorista de la luz en España se situó en septiembre en 143,26 euros por megavatio hora (euro/MWh), el registro más elevado desde 2022, de acuerdo con el informe de mercado elaborado por grupo ASE.
Este valor representa un incremento del 21,1% frente a agosto y se coloca un 134,7% por encima del nivel anotado en septiembre de 2025.
La consultora detalla que el repunte del gas natural, unido a un aumento de la demanda motivado por las altas temperaturas, obligó a recurrir con mayor intensidad a los ciclos combinados. A ello se añadió una menor aportación de la eólica, que también contribuyó a tensar los precios del mercado eléctrico.
Demanda real de electricidad al alza
La demanda real de electricidad se incrementó un 14,46% respecto a septiembre de 2025 y se situó un 12,89% por encima de la media de los últimos cinco años. En determinados tramos horarios, el crecimiento llegó incluso a superar el 27%.
En comparación con el mismo mes del año pasado, la producción eólica descendió un 17,7%, mientras que la generación con ciclos combinados de gas avanzó un 33,8% y la fotovoltaica creció un 25,1%. Sin embargo, la energía solar no logró cubrir por completo las necesidades de generación en las horas finales del día.
Así, entre las ocho de la tarde y las doce de la noche, los ciclos combinados llegaron a aportar cerca del 30% de la demanda y los precios en el mercado mayorista rebasaron los 220 euro/MWh. En cambio, entre las diez de la mañana y las seis de la tarde, coincidiendo con el pico de producción fotovoltaica, los precios promediaron 45,32 euro/MWh. Conforme caía la generación solar y aumentaba el peso del gas, el precio medio se elevó hasta 192,17 euro/MWh.
La fotovoltaica encabeza el mix de generación
La tecnología fotovoltaica se situó a la cabeza del mix de generación, con una cuota del 26,3%, seguida de los ciclos combinados, con un 20,8%, y de la nuclear, con un 20,4%, mientras que la eólica redujo su peso hasta el 14,1%. Los costes del sistema, aún provisionales, alcanzaron 25,37 euro/MWh y, sumados al precio del pool, llevaron el precio final hasta aproximadamente 168,63 euro/MWh.
Esta referencia se limita al mercado mayorista y a los costes regulados del sistema, por lo que no se corresponde de forma directa con la factura final que paga el consumidor. En los últimos doce meses, los costes del sistema han promediado 21,29 euro/MWh.
En este contexto, ASE subraya que los servicios de ajuste y las necesidades de operación reforzada mantienen un “peso relevante” en el coste total de la electricidad. Paralelamente, el Title Transfer Facility (TTF), índice de referencia del gas en Europa, avanzó un 22,8% respecto a agosto y promedió 75,46 euro/MWh en septiembre. En el caso de España, el Mercado Ibérico del Gas (Mibgas) se situó en 77,56 euro/MWh, un 25,4% más que el mes anterior y un 143,5% por encima de septiembre de 2025.
Además, las limitaciones en el suministro de gas natural licuado que atraviesa el estrecho de Ormuz y el menor nivel de almacenamiento europeo “mantienen la presión” sobre las cotizaciones. Al cierre de septiembre, las reservas se situaban en el 71,54%, casi once puntos porcentuales por debajo del dato de hace un año.
La tensión se trasladó igualmente al mercado español de futuros eléctricos. El contrato OMIP para el cuarto trimestre de 2026 repuntó un 7,5%, hasta 136,77 euro/MWh, mientras que el producto anual de 2027 avanzó un 17,2%, hasta 91,25 euro/MWh. ASE apunta, no obstante, que una “normalización de las temperaturas y la recuperación de la producción eólica podrían aliviar los precios eléctricos en España durante las próximas semanas”.
“La evolución del gas seguirá condicionada por las restricciones de suministro, las temperaturas del invierno y la disponibilidad mundial de GNL”, añade. En relación con la industria, el análisis aboga por una planificación energética que contemple dos plazos: la presión sobre el suministro en 2026 y 2027 y el posible alivio a partir de 2028 con la entrada de nueva capacidad de GNL.