La electricidad vuelve a superar los 200 euros/MWh: el gas y la estabilidad de la red diluyen la ventaja renovable

El mercado mayorista español alcanza su precio más elevado desde diciembre de 2022 pese a que las renovables aportaron más de la mitad de la generación en septiembre. El encarecimiento del gas, la escasa producción eólica, el aumento de la demanda y la necesidad de mantener más centrales síncronas disponibles para estabilizar el sistema explican una escalada que evidencia las carencias españolas en almacenamiento, control de tensión y flexibilidad.

El precio medio de la electricidad en el mercado mayorista español ha alcanzado este martes los 201,99 euros por megavatio hora, el valor más alto registrado desde diciembre de 2022. La cotización se ha movido durante toda la jornada en niveles excepcionalmente elevados: el mínimo horario ha sido de 147,09 euros/MWh y el máximo, de 281,31 euros/MWh, según los resultados publicados por el operador del mercado, OMIE.

El dato devuelve al sistema eléctrico español a precios propios de la anterior crisis energética, pese al extraordinario crecimiento experimentado desde entonces por la generación renovable. La fotovoltaica fue en septiembre, por sexto mes consecutivo, la primera tecnología del mix, con una participación del 26,3%. El conjunto de las fuentes renovables aportó el 50,9% de la electricidad generada y alcanzaría el 52,7% si se incorporase la producción estimada de las instalaciones de autoconsumo.

La aparente contradicción entre una generación mayoritariamente renovable y un mercado por encima de los 200 euros/MWh se explica por la forma en que funciona el sistema. En el mercado diario, las centrales presentan sus ofertas para cada una de las horas del día siguiente y el precio queda determinado, con carácter general, por la última unidad necesaria para cubrir la demanda. Cuando esa última central es un ciclo combinado, el coste del gas natural y de los derechos de emisión termina marcando el precio que reciben todas las tecnologías casadas durante esa hora.

El gas por las nubes

El gas ha recuperado así un protagonismo que parecía llamado a disminuir. Su precio se ha disparado como consecuencia de la crisis de Oriente Medio, las restricciones al tránsito energético por el estrecho de Ormuz y la mayor competencia internacional por los cargamentos de gas natural licuado. La cotización del producto diario en MIBGAS llegó a alcanzar los 85 euros/MWh a mediados de septiembre, un nivel que eleva notablemente el coste de producir electricidad en un ciclo combinado.

La situación se ha agravado por la baja producción eólica. Según los cálculos de Grupo ASE, la generación mediante aerogeneradores descendió en septiembre un 17,7% respecto al mismo mes de 2025, mientras que la de los ciclos combinados aumentó un 33,8%. La eólica desempeña un papel especialmente importante fuera de las horas solares porque puede evitar que el gas sea la tecnología marginal durante la tarde, la noche y la madrugada. Cuando falta viento, ese efecto protector desaparece.

La solar, por el contrario, concentra su producción en las horas centrales. Su crecimiento ha hundido los precios durante numerosos mediodías y ha permitido reducir el consumo de combustibles fósiles, pero no resuelve por sí solo la cobertura de la demanda después de la puesta de sol. El sistema debe afrontar entonces una fuerte rampa: en pocas horas desaparecen varios gigavatios de generación fotovoltaica mientras aumenta el consumo doméstico. Si no hay suficiente viento, hidráulica, bombeo, baterías o demanda flexible, son los ciclos combinados los que cubren el hueco.

El resultado es un mercado con dos comportamientos cada vez más distintos. En septiembre, el precio medio durante las horas de mayor producción solar se situó alrededor de 39 euros/MWh, mientras que fuera de esa franja alcanzó aproximadamente 201,55 euros/MWh. Sin embargo, la jornada de este martes presenta una característica todavía más preocupante: incluso la hora más barata supera los 147 euros/MWh, lo que indica que la presión del gas, de la demanda y del mercado europeo ha desbordado temporalmente el efecto moderador de la fotovoltaica.

Cambio en la operación del sistema tras el apagón

A estas circunstancias se añade el cambio introducido en la operación del sistema tras el apagón peninsular de abril de 2025. Red Eléctrica mantiene desde entonces una operación reforzada que programa una mayor cantidad de generación síncrona, especialmente ciclos combinados, para controlar la tensión, amortiguar oscilaciones y aumentar la robustez de la red.

Las centrales síncronas disponen de grandes masas giratorias conectadas electromagnéticamente al sistema. Esa característica les permite aportar inercia, potencia de cortocircuito y capacidad dinámica de regulación de tensión. Estas prestaciones resultan esenciales en una red con una presencia creciente de instalaciones solares y eólicas conectadas mediante electrónica de potencia, que no reproducen automáticamente el comportamiento de los generadores convencionales.

Conviene distinguir, no obstante, entre el precio del mercado diario y el coste de estas medidas de seguridad. Los 201,99 euros/MWh corresponden al resultado de la casación de OMIE. Cuando Red Eléctrica ordena posteriormente arrancar o mantener determinadas centrales para resolver restricciones técnicas, controlar la tensión o garantizar reservas, su retribución se incorpora a los servicios de ajuste y al precio final del sistema. Por tanto, la operación reforzada no está íntegramente incluida en esos 201,99 euros, sino que puede añadir costes adicionales.

La mayor presencia de ciclos combinados influye, además, indirectamente en el mercado. Las plantas necesitan recuperar sus costes de combustible, emisiones, arranque y funcionamiento, y sus ofertas reflejan el encarecimiento del gas. De este modo, una tecnología que debía desempeñar un papel de respaldo termina condicionando tanto la seguridad técnica como la formación de precios.

Ciclos combinados

En septiembre, los ciclos combinados ya fueron la segunda fuente de generación de España, con el 20,8% del total, solo por detrás de la fotovoltaica. La nuclear aportó el 20,4%, la eólica el 14,1% y la hidráulica el 6,9%. La demanda eléctrica aumentó un 5,7% en términos brutos respecto a septiembre de 2025, aunque el incremento se reduce al 1,8% una vez corregidos los efectos de temperatura y calendario.

El encarecimiento del mercado no se trasladará de forma idéntica a todos los consumidores. Las industrias y empresas con contratos directamente indexados al mercado diario acusarán el aumento de manera inmediata. Los consumidores acogidos al Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor tienen desde 2026 una tarifa parcialmente amortiguada mediante referencias de los mercados a plazo, aunque siguen expuestos a una parte importante de las oscilaciones del mercado diario. Los contratos de precio fijo solo reflejarán la subida cuando sean revisados o renovados.

La situación pone de manifiesto que instalar más potencia renovable es necesario, pero insuficiente. Para reducir de manera estructural la dependencia del gas, España necesita aumentar el almacenamiento mediante baterías y centrales hidroeléctricas reversibles, facilitar que la demanda industrial se desplace hacia las horas de mayor producción renovable y reforzar las interconexiones y la red de transporte.

También debe incorporar equipos específicamente destinados a estabilizar el sistema, como compensadores síncronos, electrónica de potencia avanzada e inversores con capacidad de formación de red. La CNMC ha modificado recientemente los procedimientos de operación para incentivar que las instalaciones renovables participen dinámicamente en el control de tensión, precisamente con el objetivo de reducir la programación forzosa de ciclos combinados.

La electricidad española dispone de una generación renovable abundante y de bajo coste variable, pero todavía carece de suficientes medios para trasladar esa ventaja a todas las horas del día y a todos los servicios que necesita la red. Mientras el sistema dependa del gas tanto para cubrir las horas sin sol ni viento como para aportar estabilidad, las crisis internacionales de suministro seguirán entrando en el mercado eléctrico y elevando la factura, incluso cuando más de la mitad de la energía producida sea renovable.