Qué encarece la luz en España y por qué no baja la factura

La electricidad se encarece cuando coinciden varios factores: aumenta la demanda, las renovables producen menos y el sistema necesita recurrir a centrales más caras, como las de gas. Pero el recibo no depende solo de ese mercado mayorista. También incorpora peajes, cargos, impuestos y costes de operación, de modo que una bajada de la energía no siempre llega de inmediato a los hogares.

La subida del lunes 21 de septiembre de 2026 ilustra esa diferencia. El mercado mayorista español registró una media de 138,77 euros por megavatio hora, un 21,98% más que el domingo, mientras que el precio medio del PVPC fue de 0,19665 euros por kilovatio hora, un 39,13% más. No son dos medidas intercambiables: describen partes distintas del coste y el aumento de una no se traslada de forma idéntica a la otra.

La última tecnología necesaria puede marcar el precio de toda la electricidad

En el mercado mayorista, las centrales presentan ofertas para cubrir la electricidad que se prevé consumir. Primero suele entrar la generación que puede producir a menor coste; si no basta para atender toda la demanda, se incorporan otras fuentes. En el sistema marginalista, el precio lo determina la última tecnología necesaria para completar la oferta. Por eso, una central de gas puede influir en el precio de toda la energía casada, aunque otras instalaciones —como las solares, eólicas o nucleares— produzcan electricidad con costes distintos.

El mecanismo no significa que falte suministro ni que todas las centrales tengan el mismo coste. Significa que, en esa hora, el sistema necesita una fuente capaz de responder a la demanda que queda por cubrir. Si esa fuente es más cara, su oferta puede fijar un precio mayorista elevado para el conjunto. La electricidad funciona así como una cesta en la que el recurso más costoso que hace falta para completar el suministro acaba pesando sobre el precio común.

Ese diseño también puede beneficiar a los consumidores cuando hay abundante producción renovable y poca demanda: la energía barata desplaza a las tecnologías más costosas y el precio puede caer. El efecto contrario aparece cuando se combinan consumo alto y poca generación eólica, solar o hidráulica disponible. No hace falta un único acontecimiento extraordinario; basta con que la oferta barata no alcance para cubrir las necesidades de ese momento.

Gas, CO2 y meteorología: una combinación que amplifica los repuntes

El gas es una pieza decisiva porque las centrales de ciclo combinado pueden aportar electricidad cuando la generación renovable no cubre la demanda. Su peso cambia según la hora y la temporada; Red Eléctrica ha estimado que puede rondar el 14% de la producción diaria, aunque esa proporción varía. Cuando el combustible se encarece y el sistema necesita más centrales de gas, el coste de producir electricidad puede subir por dos vías a la vez.

Una de ellas es el propio precio del combustible. Desde la guerra de Ucrania, Europa tuvo que reorganizar parte de sus suministros y buscar más gas natural licuado en los mercados internacionales, con Estados Unidos entre los proveedores relevantes. En episodios de alta demanda en distintos países, esa competencia puede presionar el coste del gas que utilizan las centrales eléctricas. La factura española no se forma en aislamiento: la tensión internacional puede llegar al mercado eléctrico a través del combustible.

La otra vía es el coste de las emisiones. Desde 2005, el Régimen de Comercio de Derechos de Emisión de la Unión Europea obliga a las instalaciones afectadas a adquirir derechos para emitir gases de efecto invernadero. Ese precio se suma al coste de generar electricidad con combustibles fósiles. Cuando el gas y el CO2 se encarecen al mismo tiempo, el respaldo térmico se vuelve más caro y el mercado queda expuesto a subidas más intensas.

La meteorología puede reunir esas piezas en cuestión de días. Una ola de frío aumenta el uso de calefacción; una de calor eleva la demanda de climatización. Si además hay poco viento, escasa radiación solar o menos disponibilidad hidráulica, el sistema dispone de menos generación renovable para atender ese consumo. Durante el temporal Filomena, por ejemplo, coincidieron una demanda mayor por el frío y una menor producción de algunas renovables, mientras el gas también se encontraba caro. La demanda explica parte del repunte, pero no suele ser la única causa.

El precio del 21 de septiembre muestra por qué importan las horas

La media diaria es útil para seguir la evolución del mercado, pero no describe por sí sola lo que ocurre a cada hora. El lunes 21 de septiembre de 2026, el coste mayorista alcanzó 250,72 euros por megavatio hora entre las 20:00 y las 21:00. En cambio, entre las 12:00 y las 13:00 cayó a 1,50 euros por megavatio hora. La diferencia entre el valle solar del mediodía y el máximo del anochecer fue muy marcada.

La curva ayuda a entender el mecanismo. Durante las horas centrales puede haber una producción solar abundante, que reduce la necesidad de recurrir a tecnologías más caras. Al caer la tarde, la generación fotovoltaica disminuye y el consumo doméstico suele aumentar, con la vuelta a casa y el uso de iluminación y electrodomésticos. Si el sistema necesita entonces más generación de respaldo, el precio puede subir con rapidez. La hora cara no responde solo a cuánto se consume, sino también a qué fuentes están disponibles.

OMIE publica desde 2026 el mercado diario en periodos de 15 minutos, con 96 intervalos al día. Las cifras horarias de esa jornada son el promedio de los cuatro periodos que forman cada hora. Esta resolución más detallada permite observar cambios que una media diaria ocultaría, aunque el dato horario siga siendo una referencia más sencilla para leer la evolución general. En el mismo día, el tramo continuado entre las 10:00 y las 18:00 permaneció por debajo de 100 euros por megavatio hora; ese valle no implica que el precio final doméstico fuese cero.

También hay que distinguir el mercado mayorista de la tarifa regulada. En el PVPC, el mínimo de la jornada llegó a las 14:00, con 0,01810 euros por kilovatio hora, mientras que el máximo se registró a las 20:00, con 0,41483 euros. El menor valor del mercado mayorista y el del PVPC no coincidieron exactamente en la hora, porque el precio regulado incorpora otros componentes y una fórmula de cálculo distinta.

Por qué la factura puede subir aunque la energía baje

El precio mayorista refleja el coste de la energía en el mercado, no el importe completo que paga un hogar. A ese componente se suman los peajes de acceso a las redes, los cargos del sistema, los servicios de ajuste y los impuestos. También influye el contrato de cada cliente. Por eso, comparar directamente una cifra en euros por megavatio hora con el total de una factura puede inducir a error: el recibo contiene conceptos que el precio de OMIE no incluye.

La fiscalidad puede alterar el total incluso cuando el coste de generación se mantiene estable. Durante la crisis energética se aplicaron reducciones temporales de impuestos, entre ellas rebajas del IVA del 21% al 10% y posteriormente al 5% en determinados periodos. En 2025, el IVA volvió al 21% de forma permanente, según los datos del artículo de referencia. Ese cambio elevó la parte fiscal de la factura y pudo neutralizar una parte del alivio que aportaba un mercado menos caro. Un recibo más alto no demuestra por sí solo que haya aumentado el consumo.

Los cargos y peajes también se modifican por decisiones regulatorias y por las necesidades de financiación del sistema. El coste del bono social, por ejemplo, forma parte de los elementos que pueden reflejarse en la factura. A esto se añaden los costes de ajuste necesarios para mantener el equilibrio entre generación y consumo. Por eso dos hogares con el mismo uso de electricidad pueden acabar pagando importes distintos si cambian sus condiciones contractuales, la potencia o los componentes regulados. La factura es una suma de capas, no un contador directo del precio mayorista.

El PVPC traslada con mayor rapidez las variaciones del mercado que una tarifa fija, aunque su cálculo también incorpora otros elementos. El mercado libre puede amortiguar los movimientos durante el periodo pactado, pero no elimina el riesgo de que el precio cambie al renovarse el contrato. La duración y las condiciones de cada oferta determinan cómo se refleja una subida. Ninguna modalidad permite deducir el coste final mirando solo la cotización diaria.

La transición renovable abarata unas horas y encarece la necesidad de respaldo

La generación solar y eólica suele reducir el precio cuando hay abundancia, pero depende de condiciones meteorológicas y no produce de forma constante. El sol no genera electricidad durante la noche y el viento no sopla con la misma intensidad cada día. Mientras el almacenamiento no pueda cubrir de manera suficiente los periodos de baja producción, hacen falta centrales y servicios capaces de responder cuando las renovables no alcanzan. El sistema necesita flexibilidad además de energía barata.

Ese respaldo tiene un coste. Los ciclos combinados, la hidráulica y otros recursos pueden aportar electricidad o ayudar a equilibrar la red, pero su disponibilidad y su precio varían. Los servicios de ajuste permiten corregir diferencias entre la producción prevista y la demanda real, además de contribuir a la estabilidad del sistema. Después del apagón del 28 de abril de 2025, Red Eléctrica reforzó la activación de herramientas de estabilidad, según el artículo original. Mantener segura una red con generación variable exige recursos que no siempre son gratuitos.

La paradoja es que un sistema con más renovables puede registrar precios muy bajos en unas horas y seguir necesitando generación cara en otras. Sin almacenamiento suficiente, redes adaptadas y mecanismos de flexibilidad, el excedente de mediodía no siempre puede guardarse para la noche. La inversión en baterías, redes y otras tecnologías de almacenamiento puede ayudar a reducir esa brecha, aunque el ritmo de despliegue importa. La abundancia renovable baja el precio cuando se produce, pero no garantiza por sí sola electricidad barata a todas horas.

La electrificación del transporte, la climatización y algunos procesos industriales añade una presión estructural sobre el sistema a medida que más actividades utilizan electricidad. Eso no significa que cada nuevo vehículo o bomba de calor provoque automáticamente una subida: el efecto depende de cuándo se consume y de cómo se amplíen la generación y las redes. La clave es acompasar nueva demanda con suministro, almacenamiento y capacidad de transporte. La transición cambia tanto el volumen de consumo como el modo de gestionarlo.

Un mercado más barato no siempre supone un menor esfuerzo para los hogares

El precio por kilovatio hora no cuenta toda la historia económica. Un análisis difundido por Hello Watt situó en septiembre de 2025 el precio medio de la electricidad en España en 21,77 céntimos por kilovatio hora, por debajo de Alemania, con 40,35 céntimos; Reino Unido, con 34,65; y Francia, con 25,24. El mismo análisis estimó que la factura representaba el 4,38% del salario mediano neto en España. Un precio comparativamente bajo puede pesar mucho si los ingresos también son menores.

En esa comparación, el esfuerzo salarial español superaba el de Países Bajos, con el 3,24%, y Reino Unido, con el 3,54%, aunque quedaba por debajo de Alemania, con el 6,07%, e Italia, con el 6,33%. El análisis utilizó un salario mediano mensual de 1.450 euros para España. Son cifras referidas a un estudio y a un periodo concretos, no una medida universal de lo que paga cada familia. Aun así, muestran que el impacto de la electricidad depende tanto del precio como de la capacidad de pago.

La comparación histórica también sirve para poner los repuntes en perspectiva. Según los datos de la OCU recogidos en el artículo original, la factura media mensual se movió entre unos 60 y 67 euros durante buena parte de la década pasada, mientras que en 2022 alcanzó 105,48 euros. Después hubo una corrección: 2024 cerró en torno a 61,90 euros mensuales y la cifra de 2025 figuraba entonces como provisional, en 69,03 euros. Bajar desde un máximo no significa necesariamente regresar a la situación anterior.

Las cifras diarias muestran otra escala. El 21 de septiembre de 2026, los 138,77 euros por megavatio hora del mercado mayorista quedaron un 6,80% por encima de la media móvil de 30 días, situada en 129,93 euros. El PVPC medio, de 0,19665 euros por kilovatio hora, superó en un 11,75% su media mensual de 0,17598 euros. Un solo día puede ser caro respecto al mes sin explicar por sí mismo la evolución anual de una factura.

Los repuntes no prueban por sí solos una manipulación

Cuando la electricidad sube con rapidez suele reaparecer la sospecha de que las compañías han pactado elevar los precios. La manipulación del mercado sería ilegal y las autoridades pueden investigarla, pero un repunte no demuestra por sí mismo que haya existido un acuerdo. La producción disponible, la demanda, el gas, el CO2 y la meteorología ofrecen explicaciones económicas que pueden contrastarse. Para atribuir una subida a una conducta fraudulenta hacen falta pruebas, no solo una factura elevada.

El mercado eléctrico es complejo y los episodios anteriores han tenido resultados distintos: se han impuesto multas por manipulación en el pasado, mientras que otras investigaciones no han podido demostrarla. Cuando hay factores observables que justifican el encarecimiento, estos forman parte del análisis, aunque no descartan automáticamente cualquier irregularidad. La concentración empresarial también alimenta el debate sobre el funcionamiento del sector, pero no basta con señalar que existen grandes compañías para explicar cada variación de precio.

Las responsabilidades se reparten entre actores distintos. El Gobierno puede modificar impuestos, cargos y regulación, pero no fija por sí solo cada precio horario del mercado. Las comercializadoras compran electricidad y ofrecen contratos con condiciones diferentes; Red Eléctrica debe mantener el equilibrio del sistema. En una subida concreta pueden intervenir factores de mercado y decisiones públicas a la vez, sin que uno elimine al otro. El coste final nace de una cadena de mecanismos, no de una única palanca.

La factura seguirá reflejando un sistema todavía en transición

La electricidad española combina renovables crecientes con centrales de respaldo, redes que deben transportar la energía y reglas que distribuyen sus costes. Esa mezcla explica que una jornada pueda ofrecer precios casi nulos a mediodía y picos pronunciados al anochecer, o que una factura aumente aunque el mercado se haya moderado. El precio visible es el resultado de equilibrar suministro, demanda y seguridad de la red.

Reducir la dependencia del gas exige más generación limpia, pero también almacenamiento, redes flexibles y recursos disponibles cuando no hay sol ni viento suficientes. A la vez, la fiscalidad y los cargos determinan cuánto de la evolución mayorista llega al recibo. Ningún cambio aislado elimina todos los repuntes: una red con más renovables puede abaratar muchas horas, mientras que la falta de capacidad para guardar y trasladar esa energía mantiene diferencias entre momentos del día. La transición energética no consiste solo en producir más electricidad limpia, sino en poder usarla cuando hace falta.

Por eso, una subida no debe leerse únicamente como el efecto del consumo doméstico ni como una señal automática de escasez. Puede revelar una mayor demanda, menos producción renovable, gas o derechos de emisión más caros, costes de ajuste o cambios fiscales. En ocasiones coinciden varios de esos elementos; en otras, el movimiento de un componente queda compensado por otro. El recibo termina contando la historia de todo el sistema eléctrico, no solo la del precio de la energía.