¿Por qué la luz supera los 140 euros/MWh en septiembre en España?

El precio de la electricidad ha vuelto a escalar con fuerza en España. Durante los primeros veinte días de septiembre, el mercado mayorista ha registrado una media de 141,03 euros por megavatio hora (MWh), más del doble de los 59,65 euros/MWh contabilizados en el mismo periodo de 2025. Detrás del salto hay una combinación bastante menos misteriosa de lo que parece: gas más caro, menos viento y una demanda eléctrica elevada por el calor.

La energía solar ha evitado un golpe todavía mayor. En las horas centrales del día, cuando los paneles fotovoltaicos producen a pleno rendimiento, los precios se desploman. Pero llega la tarde, cae el sol y cambia la fotografía: entran tecnologías más caras para cubrir la demanda, especialmente los ciclos combinados de gas. El resultado es un mercado partido prácticamente en dos, barato bajo el sol y mucho más costoso cuando anochece.

La luz vuelve a niveles que España no veía desde 2022

Para encontrar un septiembre con precios superiores hay que retroceder hasta 2022, el año en que la crisis energética europea se agravó tras la invasión rusa de Ucrania. Cuatro años después, las causas son distintas, aunque el mecanismo económico guarda cierto parecido: cuando el combustible utilizado por las centrales de gas se encarece y estas instalaciones tienen que producir más electricidad, el mercado mayorista lo nota rápido.

Eso no significa que cada jornada de septiembre haya costado 140 euros/MWh. El llamado pool eléctrico cambia constantemente. El sábado 19 de septiembre, por ejemplo, el precio medio español se situó en 110,26 euros/MWh, con un máximo de 201,15 euros y un mínimo incluso negativo, de -1 euro/MWh. Esas diferencias dentro de una misma jornada explican buena parte de lo que está ocurriendo.

Septiembre está mostrando, casi como una radiografía, una de las paradojas del actual sistema eléctrico español: puede haber electricidad extremadamente barata unas horas y muy cara pocas horas después. El promedio mensual absorbe ambos extremos. Y sale alto.

Gas caro, poco viento y más demanda

El primer elemento está en el mercado del gas natural. El producto diario español de Mibgas para el 19 de septiembre rondaba los 78,74 euros/MWh, frente a niveles próximos a los 70 euros registrados al arrancar el mes. También los contratos para octubre y noviembre permanecían elevados, alrededor de 76,88 y 75,49 euros/MWh, respectivamente.

Ese movimiento importa porque el gas sigue siendo decisivo cuando las renovables no cubren toda la demanda. Los ciclos combinados queman gas para producir electricidad y, durante estos primeros días de septiembre, han llegado a aportar alrededor del 19 % de la generación. Su producción ha crecido aproximadamente un 55 % respecto al mismo periodo del año anterior, mientras la eólica ha caído cerca de un 25 %.

Los ciclos combinados están llenando el hueco

La ecuación es sencilla. Sopla menos viento, aumenta el consumo y alguien tiene que cubrir la diferencia. Ese alguien está siendo, en buena medida, el gas.

La generación eléctrica peninsular ha aumentado cerca de un 12 % interanual durante el periodo analizado, impulsada tanto por la demanda interior como por las exportaciones. A ello se suma un septiembre especialmente cálido: entre el 2 y el 7 se produjo una ola de calor y después continuaron varias jornadas con temperaturas superiores a las habituales. El aire acondicionado, que en septiembre debería empezar poco a poco a guardar silencio, siguió trabajando.

No todo ese incremento puede atribuirse automáticamente a la temperatura. Para medirirlo con precisión hay que corregir la demanda por efectos meteorológicos y laborales. Pero la señal existe: durante la tarde, justo cuando todavía aprieta el calor, el consumo ha mostrado una mayor intensidad.

La solar hunde los precios al mediodía

Aquí aparece la otra mitad de la historia. España tiene mucha más capacidad fotovoltaica que hace pocos años y esa generación está actuando como amortiguador del precio de la electricidad.

Ya en agosto, la fotovoltaica había liderado la generación eléctrica española, mientras el conjunto de las renovables aportaba el 53,6 % del total. La demanda nacional de ese mes creció un 2,4 % interanual una vez corregidos los efectos de temperatura y laboralidad.

Septiembre ha llevado este fenómeno un paso más lejos. Durante las denominadas horas solares, el precio mayorista medio se ha movido aproximadamente entre 84 y 85 euros/MWh. En la franja de mayor producción fotovoltaica, entre las 11:00 y las 18:00, la media baja hasta unos 39 euros/MWh. Fuera de las horas solares, sin embargo, se dispara hasta alrededor de 201,55 euros/MWh.

De mediodías baratos a noches muy caras

La sesión del 19 de septiembre ofrece una imagen todavía más gráfica. El índice solar español se situó en apenas 11,94 euros/MWh, mientras el precio base medio del día alcanzó 110,26 euros/MWh. No son dos facturas distintas ni precios directamente trasladables al consumidor, pero muestran hasta qué punto la abundancia de generación fotovoltaica comprime el mercado mientras hay sol.

El problema aparece después. A medida que cae la producción solar, siguen encendidos hogares, comercios, industrias, climatización, iluminación y transporte eléctrico. Esa pendiente de la tarde obliga al sistema a buscar otras tecnologías disponibles. Y si coincide con poca generación eólica, el gas gana protagonismo.

Es una especie de cremallera energética: el sol baja y el precio sube. No ocurre exactamente así todos los días, pero la pauta se ha vuelto suficientemente visible como para marcar la estructura horaria del mercado.

El precio mayorista no es igual que la factura de casa

Conviene detenerse aquí porque 141 euros/MWh en el mercado mayorista no significa que una familia vaya a pagar automáticamente esa cantidad transformada en kilovatios hora en su próxima factura.

Desde enero de 2026, el PVPC, la tarifa regulada para pequeños consumidores, está diseñado para reducir su dependencia directa de las oscilaciones diarias del mercado. El 45 % de la señal de precio procede del mercado diario e intradiario, mientras que el 55 % está vinculado a referencias de mercados a plazo. La reforma se introdujo precisamente para suavizar episodios de volatilidad extrema.

Eso hace que una subida repentina del pool tenga un efecto menos inmediato que hace unos años. No desaparece, simplemente llega amortiguada y mezclada con otros componentes.

A cierre de 2025 había unos 8,2 millones de consumidores acogidos al PVPC, alrededor del 27,4 % del total. La mayoría, el 72,6 %, estaba en el mercado libre. Para estos últimos, el impacto depende fundamentalmente del contrato firmado con su comercializadora: precio fijo, revisiones, duración y condiciones pactadas.

La factura tampoco está formada únicamente por el coste de comprar electricidad. Incluye peajes, cargos, impuestos y costes regulados, entre otros conceptos. Por eso comparar directamente el precio del mercado mayorista con el importe final que aparece en el recibo conduce a conclusiones engañosas.

Sí existe, no obstante, una conexión evidente. Un mercado caro durante semanas o meses termina generando presión sobre los costes energéticos, aunque la intensidad y el momento en que esa presión llega a cada consumidor dependen de su tarifa.

Un septiembre partido entre el sol y el gas

Lo que está sucediendo en septiembre permite ver con bastante claridad cómo ha cambiado el sistema eléctrico español. La fotovoltaica es capaz de hundir el precio durante varias horas e incluso llevarlo a valores negativos, pero todavía no puede sostener por sí sola el suministro cuando desaparece el sol.

Mientras el almacenamiento energético no absorba a gran escala esos excedentes del mediodía para devolverlos por la tarde y la noche, seguirá existiendo esa brecha. El viento puede cerrarla algunos días. La hidráulica también ayuda. Cuando ambas flojean, los ciclos combinados vuelven al escenario, y el precio del gas pasa de actor secundario a protagonista.

Septiembre está dejando exactamente esa combinación. Mucha solar durante unas horas, menos eólica, calor todavía intenso y gas caro cuando más falta hace. De ahí salen los más de 140 euros/MWh de media que han devuelto al mercado mayorista a niveles impropios de los últimos años. Y también una curiosa postal energética: a las tres de la tarde sobra electricidad barata; unas horas después, la misma red necesita generación considerablemente más costosa.