La demanda, y no el gas, empuja los precios eléctricos europeos a máximos: la electricidad se encarece un 17,7% a plazo en un mes

Septiembre récord: el calor dispara el consumo eléctrico en la península ibérica

La operadora del sistema portugués REN ha informado de que la demanda de electricidad alcanzó los 40,5 teravatios hora (TWh) entre enero y septiembre, la cifra más alta jamás registrada en la red portuguesa para este periodo. En estos nueve meses, la demanda eléctrica creció un 3,4% interanual.

Tan solo en septiembre, el consumo eléctrico aumentó un 6,8% interanual, impulsado por las elevadas temperaturas. La comparación se produce con un septiembre de 2025 relativamente fresco: según el Instituto Português do Mar e da Atmosfera (IPMA), ese mes fue el sexto más frío desde 1931, con una media de 20,10 °C, 0,41 °C por debajo de la histórica.

Excluyendo esa base poco comparable, el pasado mes registró episodios excepcionales, como el día 3, en que la media nacional alcanzó los 27,61 °C, el cuarto día de septiembre más cálido registrado desde 1941. El dato ajustado por temperatura y días laborables dio un crecimiento del 3,3% interanual, una tasa más cercana a la media de crecimiento subyacente del 2,9% en lo que va de año.

España apunta en la misma dirección: las cifras de crecimiento interanual del consumo en septiembre serían del 5,7%, según estimaciones. La fuerte subida de los precios eléctricos ibéricos podría explicarse, al menos en parte, por este aumento de la demanda.

El gas casi estable no explica la subida de los futuros eléctricos

El contrato de futuros eléctricos a un año ha subido un 17,7% en el mes, hasta 93 euros por megavatio hora (MWh). Esta subida no parece explicarse por el mercado del gas: el precio spot del TTF ha subido únicamente un 4%, mientras que el precio de los derechos de emisión (ETS) se ha incrementado un 2,3%.

Incluso en Italia, uno de los mercados europeos donde el gas tiene mayor peso en el marginal, el incremento del precio del contrato de futuros a un año ha sobrepasado el crecimiento del precio del gas. En los últimos 30 días, el futuro italiano se incrementó un 11%, hasta los 143,6 euros/MWh.

Que el gas fije el precio marginal durante más horas no es suficiente para explicar la subida. La demanda adicional se cubre con ciclos combinados, elevando el precio spot medio mensual incluso con el gas y el carbono casi estables. El hecho de que el futuro a un año también haya subido refleja nuevas expectativas del mercado sobre el precio de la electricidad para el conjunto de 2027.

Italia también acusa el calor: récord desde 1950 y un 6,4% más de generación

Terna, la operadora del sistema italiano, no ha publicado todavía información de consumo, pero sus datos diarios de volúmenes en producción eléctrica implican un crecimiento del 6,4% en el mes, similar al publicado en Portugal. Dado que Italia mantiene un saldo neto importador histórico, el avance de la producción suele ser una buena aproximación a la demanda final.

Italia podría repetir los patrones de España y Portugal e incluir un efecto temperatura importante. Según el Consiglio Nazionale delle Ricerche (CNR), el verano de 2026 fue el más cálido desde 1950, con una media nacional de 24,3 °C. A comienzos de septiembre todavía había temperaturas claramente superiores a lo normal.

Según Terna, la generación térmica cubrió la práctica totalidad de los 1,4 TWh de utilización adicional. Eso significa que los ciclos combinados fueron la tecnología marginal durante un mayor número de horas para cubrir esa demanda extra.

El encarecimiento de los futuros a plazo incorpora además un componente de psicología de mercado: si los participantes consideran que la demanda seguirá siendo elevada dentro de un año, los generadores y comercializadores tendrán mayores incentivos para cubrir sus posiciones futuras. En este caso, los precios a plazo, junto con las primas de riesgo, incorporarían estas expectativas, en lugar de ser una simple previsión de los precios al contado.