El precio diario del mercado mayorista de la electricidad en España promedió 143,26 €/MWh en septiembre, según el informe de mercado de Grupo ASE. Es un 21,1% más que en agosto y un 134,7% por encima de septiembre de 2025. Se trata del precio mensual más alto desde 2022.
El encarecimiento del gas y el aumento de la demanda por las altas temperaturas elevaron la necesidad de generación mediante ciclos combinados. La menor producción eólica también contribuyó a tensionar el mercado.
La demanda real de electricidad aumentó un 14,46% respecto a septiembre de 2025 y se situó un 12,89% por encima del promedio de los últimos cinco años. En determinados periodos horarios, el crecimiento superó el 27%.
Respecto a septiembre de 2025, la generación eólica cayó un 17,7%, mientras la de los ciclos combinados de gas creció un 33,8% y la fotovoltaica aumentó un 25,1%. La producción solar no pudo compensar las necesidades de generación al final del día.
Entre las 20:00 y las 24:00 horas, los ciclos combinados llegaron a cubrir cerca del 30% de la demanda y los precios eléctricos superaron los 220 €/MWh.
Entre las 10:00 y las 18:00 horas, coincidiendo con la mayor producción fotovoltaica, los precios promediaron 45,32 €/MWh. A medida que desaparecía la generación solar y aumentaba la participación del gas, la media alcanzó 192,17 €/MWh.
La fotovoltaica lideró el mix de generación, con un 26,3%, seguida de los ciclos combinados, con un 20,8%, y la nuclear, con un 20,4%. La eólica redujo su participación al 14,1%.
Los costes del sistema, todavía provisionales, alcanzaron 25,37 €/MWh. Sumados al pool, situaron el precio final en aproximadamente 168,63 €/MWh. Esta referencia corresponde al mercado y a los costes del sistema, sin equivaler a la factura final del consumidor.
Durante los últimos doce meses, los costes del sistema han promediado 21,29 €/MWh. Los servicios de ajuste y las necesidades de operación reforzada mantienen un peso relevante en el coste de la electricidad.
El Title Transfer Facility (TTF), referencia del gas europeo, subió un 22,8% respecto a agosto y promedió 75,46 €/MWh en septiembre. En España, el Mercado Ibérico del Gas (Mibgas) alcanzó 77,56 €/MWh, un 25,4% más que el mes anterior y un 143,5% por encima de septiembre de 2025.
Las restricciones al suministro de gas natural licuado a través del Estrecho de Ormuz y el bajo nivel de almacenamiento europeo mantienen la presión sobre los precios. Las reservas cerraron septiembre en el 71,54%, casi 11 puntos porcentuales por debajo de hace un año.
La tensión también se trasladó al mercado español de futuros de electricidad. El contrato OMIP para el cuarto trimestre de 2026 subió un 7,5%, hasta 136,77 €/MWh. El contrato anual de 2027 aumentó un 17,2%, hasta 91,25 €/MWh.
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.
Para la industria, el análisis de Grupo ASE apunta a una planificación energética que tenga en cuenta dos horizontes: la presión sobre el suministro en 2026 y 2027 y el posible alivio a partir de 2028 por la entrada de nueva capacidad de GNL. Esta diferencia permite situar las decisiones de contratación en su horizonte de suministro, teniendo en cuenta la duración del conflicto y los calendarios de los nuevos proyectos.
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