El precio de la luz para este invierno se dispara casi un 40% en los mercados de futuros

El encarecimiento del gas natural y la escalada de la tensión geopolítica en Oriente Próximo están empujando a los mercados eléctricos europeos hacia escenarios de precios altos. Esta tendencia alcista, que ya se hace notar con fuerza en la factura de los consumidores este verano, ha contagiado rápidamente a las cotizaciones a futuro para los próximos años.

La presión alcista ya es una realidad en el mercado diario (el "pool"). Durante agosto, el mercado español firmó su precio medio más alto en tres años: 118,24 euros por megavatio hora (€/MWh), solo por debajo de los 132,05 €/MWh registrados en febrero de 2023, según el histórico elaborado por EFE. El 17 de agosto llegó incluso a tocar un máximo anual de 157,35 €/MWh.

Este incremento se reflejó inmediatamente en la factura de los consumidores con tarifa regulada (PVPC), que subió en agosto a 69,61 euros de media. Son casi dos euros más que en julio y su nivel más alto desde los 74,14 euros de octubre de 2022.

A muy corto plazo, los contratos con entrega en septiembre cerraron agosto en niveles igualmente altos: 135,75 €/MWh en España, 146,40 €/MWh en Alemania y unos destacados 195,20 €/MWh en Italia.

Los futuros se disparan un 40% y la presión llega hasta 2027

A largo plazo, la curva de precios dibuja un panorama similar. En España, el futuro de electricidad para el cuarto trimestre de 2026, que se situaba en 91,20 €/MWh a finales de mayo, alcanzó un precio de liquidación en OMIP de 127,25 €/MWh el 31 de agosto. Al arrancar septiembre subió de nuevo hasta los 132,00 €/MWh (un 3,7% más en una sola sesión).

La escalada no es una excepción española, sino que se extiende a toda Europa. En Alemania, el mismo contrato para el cuarto trimestre de 2026 avanzó un 37% desde mayo, y en Italia el incremento rozó el 44%, acercándose a la barrera de los 200 €/MWh.

El encarecimiento prolonga su sombra incluso más allá. El futuro español para el primer trimestre de 2027 subió de 85,73 €/MWh a principios de agosto a 106,25 €/MWh el 31 de ese mes (+24%), y avanzó un 3,7% adicional el 1 de septiembre, hasta los 110,20 €/MWh.

La pauta se repitió en el resto del continente. En Alemania, este contrato de 2027 subió un 17% en agosto y otro 3,5% en el inicio de septiembre (154,62 €/MWh). En Italia, tras un alza del 17% en agosto, sumó un 3,1% extra el primer día de septiembre, situándose en 176,51 €/MWh.

El gas TTF y la geopolítica, telón de fondo de la subida

Buena parte de esta escalada tiene su origen en el gas natural, acentuado por la crisis en Irán y la incertidumbre sobre el tránsito marítimo por el estrecho de Ormuz, factores que mantienen una fuerte prima de riesgo. Además, según la consultora ASE y Europa Press, las reservas de gas en Europa se situaban en torno al 65% a finales de agosto, trece puntos por debajo del año pasado, lo que añade presión de cara a la temporada de calefacción.

A nivel de generación, los ciclos combinados de gas aportaron el 19,6% de la electricidad en España en agosto (un 30% más interanual), consolidándose como segunda fuente del mix por detrás de la solar fotovoltaica (30,6%), según EFE.

Esta dependencia térmica se ha trasladado al índice gasista TTF. Según AleaSoft Energy Forecasting, el TTF subió un 22% en agosto para el trimestre siguiente y un 25% para el año próximo. La inercia continuó el 1 de septiembre, ya que el futuro trimestral repuntó un 3,4% (71,87 €/MWh) y el anual un 2,6% (52,29 €/MWh). Por su parte, el indicador al contado (referencia diaria europea) ya había escalado un 15,8% en agosto hasta los 61,46 €/MWh, su nivel más alto desde enero de 2023.

Más coste para la industria, mejor negocio para la renovable

Este encarecimiento de los futuros eleva drásticamente el coste de cobertura para los grandes consumidores y la industria electrointensiva. Según los analistas, retrasar las decisiones de compra en un mercado alcista puede traducirse en sobrecostes muy severos para el tejido industrial.

Por el contrario, este mismo escenario ofrece una ventaja estratégica para la generación limpia. Y es que unas referencias de precio más altas mejoran la bancabilidad de los proyectos renovables. Unas estimaciones de ingresos superiores facilitan la negociación de contratos de compra de energía a largo plazo (PPA), si bien la actual volatilidad del mercado obliga a estructurar estos acuerdos con extrema prudencia y una visión consolidada a largo plazo.