El gas y la demanda elevan el pool eléctrico a 143,26 euro/MWh en septiembre, el precio más alto desde 2022

MADRID 2 Oct. (EUROPA PRESS) -

El precio diario del mercado mayorista de la electricidad en España promedió 143,26 euros el megavatio hora (euro/MWh) en septiembre, el precio más alto desde 2022, según el informe de mercado de grupo ASE.

Esta cifra supone un 21,1% más que en agosto y un 134,7% por encima de septiembre de 2025.

La compañía ha explicado que el encarecimiento del gas y el aumento de la demanda por las altas temperaturas elevaron la necesidad de generación mediante ciclos combinados, a lo que se suma que la menor producción eólica también contribuyó a tensionar el mercado.

DEMANDA REAL DE ELECTRICIDAD AUMENTÓ UN 14,46%

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. De hecho, en determinados periodos horarios, el crecimiento superó el 27%.

Respecto a septiembre del pasado año, 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%. Además, la producción solar no pudo compensar las necesidades de generación al final del día.

De este modo, entre las ocho de la tarde y las doce de la noche, los ciclos combinados llegaron a cubrir cerca del 30% de la demanda y los precios eléctricos superaron los 220 euro/MWh, mientras que entre las diez de la mañana y las seis de la tarde, coincidiendo con la mayor producción fotovoltaica, los precios promediaron 45,32 euro/MWh. A medida que desaparecía la generación solar y aumentaba la participación del gas, la media alcanzó 192,17 euro/MWh.

FOTOVOLTAICA LIDERÓ EL MIX DE GENERACIÓN

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%, al tiempo que la eólica redujo su participación al 14,1%. Los costes del sistema, todavía provisionales, alcanzaron 25,37 euro/MWh, los que, sumados al pool, situaron el precio final en aproximadamente 168,63 euro/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 euro/MWh.

En esta línea, ASE ha señalado que los servicios de ajuste y las necesidades de operación reforzada mantienen un "peso relevante" en el coste de la electricidad. Por otra parte, el Title Transfer Facility (TTF), referencia del gas europeo, subió un 22,8% respecto a agosto y promedió 75,46 euro/MWh en septiembre, al tiempo que en España, el Mercado Ibérico del Gas (Mibgas) alcanzó 77,56 euro/MWh, un 25,4% más que el mes anterior y un 143,5% por encima de septiembre de 2025.

Asimismo, 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. En este contexto, las reservas cerraron septiembre en el 71,54%, casi once puntos porcentuales por debajo de hace un año.

Igualmente, la tensión también se trasladó al mercado español de futuros de electricidad, con lo que el contrato OMIP para el cuarto trimestre de 2026 subió un 7,5%, hasta 136,77 euro/MWh, mientras que el contrato anual de 2027 aumentó un 17,2%, hasta 91,25 euro/MWh. Por último, la firma apunta que 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", añade. En cuanto a la industria, este análisis 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.