Puntos clave del mercado eléctrico en septiembre de 2026

A diferencia del mes anterior —donde la subida estuvo impulsada casi en exclusiva por el mercado diario—, en septiembre los servicios de ajuste también repuntaron de forma notable, alcanzando los 24,40 €/MWh (+41,3% interanual) debido a las mayores necesidades de balance operacional durante las rampas de entrada y salida de la fotovoltaica.

1. ¿Qué factores han impulsado esta escalada de precios?

• Tensión en el mercado de gas (TTF): La cotización del gas natural en Europa promedió 75,36 €/MWh (+21,3% frente a agosto). La persistencia del conflicto en el estrecho de Ormuz, la prórroga de la fuerza mayor en las entregas de GNL por parte de QatarEnergy y un nivel de reservas en depósitos europeos inusualmente bajo para la época (71%) mantuvieron elevada la prima de riesgo.

• Derechos de emisión y crudo: Los costes del $\text{CO}_2$ subieron hasta los 84,62 €/t, mientras que el barril de Brent volvió a rebasar la barrera de los 100 dólares (100,43 $/barril de media), encareciendo el coste marginal del ciclo combinado.

• Cambio de patrón diario por la brecha solar: Al acortarse las horas de luz, el ciclo combinado no solo marcó el techo de precios en la punta nocturna (que se adelantó a las 20:00 h con medias de 234,78 €/MWh), sino que encareció sustancialmente la primera hora de la mañana (07:00 h), donde el megavatio hora superó los 210 €.

2. Dinámica de la oferta y la demanda

A pesar de que el consumo peninsular registró un ligero descenso del 1,6% en comparación con agosto, la demanda se situó un 12,7% por encima de septiembre de 2025 (30.084 MW de media), evidenciando un desacoplamiento entre el volumen consumido y el coste final de la energía.

• Solar eólica como moderadores: Aunque la fotovoltaica redujo su ventana efectiva de generación y su aportación cayó un 12,2% respecto a agosto, siguió conteniendo los precios en las horas centrales (valles entre 25 y 44 €/MWh). Por su parte, las oscilaciones del viento marcaron la brecha entre jornadas: las de mayor eólica registraron medias cercanas a los 105 €/MWh, frente a días de escaso viento que rozaron los 198 €/MWh.

• Peso de las restricciones técnicas: Dentro de los servicios de ajuste, las restricciones técnicas representaron más del 81% del coste total (19,87 €/MWh), concentrándose la mayor necesidad de redpacho precisamente en los momentos de transición solar.

3. Perspectivas para los próximos meses

El sistema afronta el inicio de la campaña de frío con tres elementos a vigilar:

1. Evolución diplomática en Oriente Medio: La resolución o prolongación de las restricciones al tráfico de metaneros condicionará la volatilidad del gas.

2. Efecto climatológico e invierno: Con inventarios de gas holandeses en mínimos históricos recientes, las olas de frío pueden acentuar la presión sobre los ciclos combinados en toda Europa.

3. Amplitud valle-punta: La brecha horaria diaria rozó los 209,6 €/MWh de diferencia este mes, poniendo de relieve el rol estructural que deben jugar las tecnologías de almacenamiento (baterías y bombeo) para desacoplar el recibo de la volatilidad internacional.

(Nota: Este informe ha sido elaborado a partir del análisis mensual publicado por la consultora EFICAE Soluciones).