El precio diario del mercado mayorista de la electricidad en España promedió 166,66 €/MWh en octubre, según el informe de mercado de Grupo ASE. El pool subió un 16,34% respecto a septiembre y un 119,9% frente a octubre de 2025. Es su nivel mensual más alto desde septiembre de 2022.
La tensión geopolítica en Oriente Medio, las restricciones al suministro de gas natural licuado a través del estrecho de Ormuz y la proximidad del invierno elevaron el coste del gas. Durante la última semana del mes se registraron precios diarios por encima de 200 €/MWh y máximos horarios de hasta 319,45 €/MWh.
Las claves de octubre
- El precio mayorista de la electricidad subió un 16,34% respecto a septiembre y un 119,9% en comparación con octubre de 2025.
- Los costes provisionales del sistema alcanzaron 22,41 €/MWh y elevaron la referencia de pool más costes a 189,07 €/MWh.
- A las puertas del invierno, el TTF europeo promedió 85,53 €/MWh, un 13,3% más que en septiembre, superó los 100 €/MWh al final del mes y las reservas cerraron octubre en el 74,68%.
La menor aportación eólica e hidráulica aumenta el peso del gas al caer el sol
La fotovoltaica creció un 17,2% en octubre y frenó el precio durante las horas de sol. Entre las 10:00 y las 18:00 horas, el pool promedió 82,88 €/MWh. Fuera de esa franja, cuando desaparece la aportación solar, la media ascendió a 208,31 €/MWh.
Ese efecto no compensó la caída de la generación eólica, del 13%, ni la reducción de la hidráulica, del 7,3%. Los ciclos combinados aportaron el 21,3% de la generación mensual y cubrieron el 27,4% entre las 19:00 y las 24:00 horas, cuando el precio medio alcanzó 231,65 €/MWh. La menor disponibilidad hidráulica limita también la capacidad de responder a las horas de mayor demanda residual.
La demanda aumenta un 7,1% y eleva las necesidades de generación
La demanda real aumentó un 7,1% respecto a octubre de 2025 y alcanzó incrementos de hasta el 17,7% en algunas horas. Ese repunte coincidió con las franjas en las que el sistema necesita más generación regulable y eleva la dependencia de los ciclos combinados.
Los costes del sistema, todavía provisionales, alcanzaron 22,41 €/MWh. Sumados al pool, situaron la referencia de mercado en 189,07 €/MWh. Esta suma no equivale a la factura final, que incorpora los conceptos aplicables de cada contrato, los peajes, los cargos y los impuestos.
España y Alemania, precios mensuales cercanos y un mix distinto por horas
El precio medio español quedó cerca del de Francia, 165,83 €/MWh, y Alemania, 169,27 €/MWh. Sin embargo, la estructura horaria muestra diferencias relevantes. Entre las 10:00 y las 18:00 horas, el precio español promedió 82,88 €/MWh, un 42,53% menos que el alemán. En el resto del día, la media española fue de 208,31 €/MWh, un 14,68% superior. La fotovoltaica reduce el precio en España durante las horas de sol, mientras que en las franjas sin producción solar aumenta la necesidad de recurrir al gas.
En Alemania, la generación con carbón conserva una posición más competitiva que el gas en determinadas horas. En octubre, los costes medios estimados de generación con gas alcanzaron 190 €/MWh, frente a 120,77 €/MWh para el carbón. Esta comparación ayuda a entender por qué dos mercados con medias mensuales próximas pueden responder de forma distinta a la misma tensión gasista.
Los analistas de Grupo ASE señalan que esta diferencia pone el foco en la flexibilidad del sistema español. Más almacenamiento, una gestión activa de la demanda e interconexiones que permitan aprovechar mejor la generación renovable ayudarían a reducir la exposición al gas en las horas de mayor tensión.
Los futuros trasladan la tensión al invierno
El contrato eléctrico español para 2027 cerró octubre en 134,50 €/MWh, un 47,4% por encima del cierre de septiembre. El producto para el primer trimestre de 2027 alcanzó 176,75 €/MWh. En Alemania, el contrato anual equivalente se situó en 164,27 €/MWh.
El TTF, referencia europea del gas, promedió 85,53 €/MWh durante octubre, un 13,3% más que en septiembre, y superó los 100 €/MWh al final del mes. En España, MIBGAS promedió 85,27 €/MWh. Las reservas europeas cerraron octubre en el 74,68%, su nivel más bajo para estas fechas desde al menos 2022.
Grupo ASE advierte de que un escenario de frío intenso y menores reservas durante la segunda mitad del invierno elevaría la competencia por los cargamentos de GNL. Bajo esas condiciones, el TTF podría superar los 150 €/MWh y la electricidad alcanzar puntualmente los 300 €/MWh en determinados mercados europeos. Se trata de un escenario de riesgo, no de una previsión central de precios.
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