La demanda toma el relevo del gas como factor alcista de los precios eléctricos europeos

La semana pasada comenzaron a publicarse las primeras cifras de consumo eléctrico en Europa. La operadora del sistema portugués REN informó que, entre enero y septiembre la demanda de electricidad alcanzó los 40,5 teravatios hora, la cifra más alta registrada hasta ahora en la red portuguesa para este periodo. En los nueve primeros meses, la demanda eléctrica crecía un 3,4% interanual.

Tan solo en el mes de septiembre, el consumo eléctrico aumentó un 6,8% interanual, impulsado por las elevadas temperaturas registradas. La comparación interanual se produce, además, con un septiembre de 2025 relativamente fresco. Según el Instituto Português do Mar e da Atmosfera (IPMA), ese mes fue el sexto mes más frío desde 1931, con una media de 20,10 °C, 0,41 °C por debajo de la histórica.

Excluyendo la base poco comparable del año pasado, el pasado mes registró temperaturas elevadas. Según IPMA, hubo episodios excepcionales, como el día 3, en que la media nacional alcanzó los 27,61 °C, el cuarto día de este mes más cálido registrado desde 1941. El dato ajustado por temperatura y días laborables dio un crecimiento del 3,3% interanual, una tasa más cercana a la media de crecimiento subyacente del 2,9% en lo que llevamos del año.

Los precios eléctricos vuelven a máximos sin que el gas explique la subida

Si completamos el escenario de demanda eléctrica ibérica con unas cifras similares en España del 5,7% de crecimiento interanual en el mes, la fuerte subida de los precios eléctricos ibéricos podría explicarse, al menos en parte, por este aumento de la demanda. El contrato de futuros a un año ha subido un 17,7% hasta 93 euros por megavatio hora en el mes. Esta subida no parece explicarse por el mercado del gas: el precio spot del gas TTF ha subido únicamente un 4%, mientras que el precio de los ETS se ha incrementado un 2,3%.

Incluso en Italia, uno de los mercados europeos donde el gas tiene mayor peso en el marginal, el incremento del precio del contrato de futuros a un año ha sobrepasado el crecimiento del precio del gas registrado. En los últimos 30 días, el precio del futuro italiano se incrementó un 11% hasta los 143,6 euros por megavatio hora.

Sólidos crecimientos de volúmenes de generación en Italia

Terna no ha publicado todavía información de consumo italiano, pero sus datos diarios de volúmenes en producción eléctrica implican un crecimiento del 6,4% en el mes, similar al publicado en Portugal. Dado que Italia mantiene un saldo neto importador histórico, el avance de la producción suele ser una buena aproximación a la demanda final.

Italia podría repetir los patrones de España y Portugal e incluir un efecto temperatura importante. Según el Consiglio Nazionale delle Ricerche (CNR), el verano de 2026 fue el más cálido desde 1950, con una media nacional de 24,3 °C. A comienzos del mes todavía había temperaturas claramente superiores a lo normal en Italia.

Para hacer una estimación del mes, podemos remitirnos al observatorio europeo, que señala que durante septiembre hubo temperaturas superiores a la media y episodios de calor en buena parte del sur de Europa, incluida Italia.

Que el gas fije el precio marginal durante más horas no es suficiente para explicar la subida

Según Terna, la generación térmica cubrió la práctica totalidad de los 1,4 teravatios hora de utilización adicional. Eso significa que los ciclos combinados fueron la tecnología marginal durante un mayor número de horas para cubrirla. Como resultado, el precio spot medio mensual sería más elevado que en circunstancias normales, incluso con el precio del gas y del carbono casi estables.

El hecho de que el precio del contrato de futuros a un año también haya subido refleja las nuevas expectativas del mercado respecto al precio de la electricidad para el conjunto del periodo de entrega de 2027, además de los efectos de las primas de riesgo, la cobertura y el posicionamiento de los participantes en el mercado.

Habría aquí un componente de psicología de mercado donde los participantes ajustan sus posiciones de riesgo para adaptarse lo antes posible a los cambios esperados de mercado. Si estos consideran que la demanda siga siendo elevada dentro de un año, los generadores y comercializadores tendrán mayores incentivos para cubrir sus posiciones futuras. En este caso, los precios a plazo, junto con las primas de riesgo, incorporarían estas expectativas, en lugar de ser una simple previsión de los precios al contado.