Mercado energético español en septiembre de 2026
Un septiembre en el que el gas ha marcado el ritmo
Septiembre de 2026 cierra como el mes más caro del año en el mercado eléctrico español. Si en agosto hablábamos de volatilidad, septiembre ha añadido un dato aún más contundente: ni una sola jornada del mes bajó de los 100 €/MWh en el mercado diario.
El motivo principal tiene nombre propio: el gas natural. Las tensiones en Oriente Medio y las restricciones al tránsito de GNL por el estrecho de Ormuz han mantenido el TTF europeo en niveles que no se veían desde 2022-2023, y ese coste se ha trasladado a las horas en las que los ciclos combinados fijan el precio de la electricidad.
Al mismo tiempo, la fotovoltaica ha seguido haciendo su trabajo en las horas centrales del día, con precios horarios cercanos a cero en muchas jornadas. El resultado es un mercado con dos caras: mediodías baratos y tardes-noches muy caras.
Precio de la electricidad: máximos, mínimos y evolución mensual
Según el histórico elaborado por la agencia EFE, el precio medio del mercado mayorista en septiembre se situó en 143,72 €/MWh, el valor mensual más alto de 2026 y un 135 % por encima de septiembre de 2025 (61,04 €/MWh). Este dato deberá consolidarse con el cierre mensual oficial de OMIE.
Respecto a agosto, cuyo precio medio rondó los 118 €/MWh, el pool se ha encarecido en torno a un 21 %. Con este cierre, el mercado encadena tres meses consecutivos por encima de los 100 €/MWh.
Los extremos del mes:
- Día más barato: 17 de septiembre, con 104,63 €/MWh de media diaria.
- Día más caro: 27 de septiembre, con 198,95 €/MWh.
- Último día del mes: el 30 de septiembre, OMIE publicó un precio medio de 164,98 €/MWh en España, con un máximo de 261,03 €/MWh. En Portugal la media fue de 170,10 €/MWh.
La diferencia entre horas sigue siendo enorme. El 29 de septiembre, por ejemplo, el precio medio diario fue de 130,10 €/MWh, pero la franja de 14:00 a 15:00 se pagó a apenas 1,08 €/MWh, mientras que entre las 7:00 y las 8:00 se alcanzaron 224,15 €/MWh. En una misma jornada conviven horas prácticamente gratuitas y horas por encima de los 200 €/MWh.
Para el consumidor doméstico con PVPC, el impacto es más moderado que en el mayorista. A modo de referencia, el 22 de septiembre el precio medio del PVPC (con peajes y cargos) fue de 198,9 €/MWh, frente a los 156,02 €/MWh del mercado diario. Además, tras la reforma del PVPC, la tarifa regulada solo depende en parte del mercado diario, lo que amortigua el traslado de estas subidas al recibo.
Renovables y mix energético: la solar amortigua, pero no fija el precio medio
La fotovoltaica volvió a ser clave en las horas centrales del día. Su efecto se ve en el número de horas con precio cero o negativo: según la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), en 2025 hubo 797 horas con precios iguales o inferiores a 0 €/MWh, una cifra que en 2026 ya se igualó el 7 de julio y que rondaba las 900 horas a comienzos de septiembre.
UNEF presentó en septiembre su Informe Anual 2026, que confirma que la fotovoltaica es ya la tecnología con más peso en el mix eléctrico español, con casi un 23 % de la generación en 2025, tras instalar 10.105 MW nuevos ese año. La otra cara de la moneda es el precio capturado por estas plantas, que ha caído hasta 29,68 €/MWh en el primer semestre de 2026.
El problema aparece al caer el sol. Cuando la producción solar desaparece y la demanda repunta, el gas vuelve a entrar en la casación. Según las estadísticas de Red Eléctrica recogidas por la prensa sectorial, el gas aportó algo más del 19 % de la generación del mes, pero su influencia en el precio es muy superior a ese peso, porque marca el precio en las horas de mayor consumo.
La conclusión es la misma que en agosto, pero más acusada: tener mucha renovable no garantiza un precio medio bajo si no hay almacenamiento y flexibilidad suficientes para trasladar esa energía barata a las horas caras.
El gas y Oriente Medio: el factor que explica el mes
Septiembre ha sido el mes de mayor tensión en el gas europeo del año. A principios de mes, los futuros TTF a un mes superaron los 80 €/MWh por primera vez desde 2023, con cierres cercanos a 82 €/MWh el 10 de septiembre. En la segunda mitad del mes se produjo cierta corrección, con el TTF en torno a 72 €/MWh el 25 de septiembre, todavía más del doble que a comienzos de año, cuando cotizaba alrededor de 30 €/MWh.
Tres factores explican esta presión:
- Riesgo geopolítico: el conflicto en Oriente Medio y la incertidumbre sobre el estrecho de Ormuz limitan la disponibilidad de GNL.
- Almacenamientos bajos: las reservas europeas de gas llegan a las puertas del invierno por debajo de la media de los últimos años, lo que obliga a importar más GNL.
- Competencia por el GNL: Goldman Sachs contempla un escenario en el que, si las exportaciones de Oriente Medio se recuperan lentamente, el contrato TTF de diciembre podría superar los 100 €/MWh (no es su escenario central).
España sigue teniendo precios más bajos que Alemania, Francia o Italia gracias a su peso renovable, pero no es inmune: cuando el gas fija el precio, el coste del combustible se traslada directamente al pool.
Mercados de futuros: el otoño-invierno sigue tensionado
Los futuros no anticipan un alivio inmediato. En OMIP, el producto de electricidad para el cuarto trimestre de 2026 en España pasó de 91,20 €/MWh a finales de mayo a 127,25 €/MWh el 31 de agosto. En la liquidación del 24 de septiembre, el contrato de octubre de 2026 se situaba en 133,20 €/MWh y el del cuarto trimestre en 141,35 €/MWh (carga base).
Para empresas y grandes consumidores, esto significa que cerrar precio a corto plazo es hoy más caro que hace unos meses, y que la decisión entre fijo e indexado exige analizar bien el perfil horario de consumo.
Las principales novedades del mercado energético en septiembre
Planificación de la red eléctrica a 2030. El 16 de septiembre, la vicepresidenta y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, anunció en el Congreso que la propuesta de planificación de la red de transporte con horizonte 2030 superará los 17.000 millones de euros de inversión, un 30 % más que los 13.600 millones iniciales, tras analizar 2.566 alegaciones. El nuevo texto eleva un 17 % las subestaciones (hasta 193) y un 11 % los kilómetros de nuevas líneas (hasta 6.706 km). La demanda es la gran protagonista: las posiciones para atender nuevas demandas en la red de distribución crecen un 52 %, hasta 300. Es una buena noticia para la industria y los nuevos consumos, en un contexto en el que el acceso a la red se ha convertido en un cuello de botella.
Informe anual de UNEF. El sector fotovoltaico pide impulsar la electrificación de la demanda, el almacenamiento y un diseño de mercado adaptado a un sistema mayoritariamente renovable, ante el aumento de horas a precio cero y la caída de ingresos de las plantas.
Inflación. El encarecimiento energético también se ha notado en la economía: el IPC adelantado de septiembre se situó en el 4,9 %, su nivel más alto desde febrero de 2023, empujado por los carburantes.
Previsión para octubre de 2026
Octubre llega con tres variables que marcarán el precio:
- El gas: si el TTF se mantiene por encima de los 70 €/MWh, el precio de la electricidad seguirá tensionado en las horas sin sol. Cualquier noticia sobre Ormuz o sobre los almacenamientos europeos tendrá efecto inmediato.
- Menos horas solares: con días más cortos, la fotovoltaica cubre menos horas y el gas gana peso en la formación del precio.
- La eólica: el otoño suele traer más viento, lo que puede compensar en parte la menor producción solar y moderar precios en jornadas concretas.
Los futuros (en torno a 133 €/MWh para octubre) apuntan a un mes algo menos caro que septiembre, pero muy por encima de los niveles de hace un año.
Conclusión: el gas vuelve a decidir el precio de la luz
Septiembre de 2026 demuestra que, pese a la enorme capacidad renovable de España, el gas sigue siendo determinante en el precio final. La fotovoltaica abarata el mediodía, pero el precio medio del mes lo deciden las horas de tarde y noche.
Para empresas y consumidores, la lección es clara: revisar el tipo de contrato, la potencia y los hábitos de consumo tiene hoy más impacto que nunca. Desplazar consumo a las horas solares, valorar el autoconsumo o elegir bien entre precio fijo e indexado puede marcar una diferencia importante en la factura de este otoño-invierno.
Desde Blue Energy seguiremos analizando cada mes la evolución del mercado para ayudar a empresas, particulares y colaboradores a tomar mejores decisiones energéticas. Si quieres colaborar con una asesoría que se preocupa por sus asesores, déjanos tus datos y te contactamos:
