Energía: el gas ha puesto la luz a 160 €/MWh, los futuros apuestan por 68 € en 2028 y las eléctricas cotizan como si nada cambiara

El año eléctrico se ha partido en dos. Hasta mayo el pool español estaba por debajo de los 55 €/MWh y llegó a 16 € en febrero, con el mediodía a precio cero. Desde marzo, con la guerra de Irán, el cierre de facto de Ormuz y la parada del GNL de Qatar, el gas pasó de unos 30 a 86 €/MWh^S012S013S005 y el pool subió cada mes: 70 € en junio, 105 en julio, 118 en agosto, 143 en septiembre y 162 en lo que va de octubre^S001. El 6 de octubre el precio diario fue de 202 €/MWh, el más alto desde diciembre de 2022^S026.

El mercado de futuros no cree que dure. OMIP liquida el año 2027 a 108,75 €/MWh y el 2028 a 67,75^S003. Invertida con el coste de un ciclo combinado, la curva implica un TTF de unos 46 €/MWh de media en 2027, frente a los 86 de hoy: el mercado paga un invierno caro y descuenta la vuelta a la normalidad en la primavera. Alemania, en cambio, liquida 2027 a 145 €^S003.

Para el inversor la pregunta no es el precio de la luz, sino cuánto de él llega al beneficio. La mitad del EBITDA de Endesa es regulado^S028, Iberdrola gana su crecimiento en redes de Reino Unido, EE. UU. y Brasil^S029, y Redeia y Enagás cobran por la regulación, no por el pool. Según nuestras hipótesis, solo Endesa, Naturgy, Solaria, Acciona Energía, EDP, RWE y Engie tienen una sensibilidad directa al pool, y aun así parcial por coberturas y por la captura solar. Este informe mide el precio, lo traduce a una cesta de 13 cotizadas y calcula qué descuenta ya cada cotización.

El mercado es marginalista. Cada hora (cada cuarto de hora desde octubre de 2025) las ofertas se ordenan de la más barata a la más cara hasta cubrir la demanda, y la última oferta que entra fija el precio para todos. Fotovoltaica, eólica, nuclear y buena parte de la hidráulica ofertan casi a cero; cuando no bastan, entra un ciclo combinado, cuyo coste variable es gas más CO2. Por eso el precio se comporta como una moneda con dos caras: sin sol manda el gas; con sol, el precio cae a cero o menos^S001.

La canibalización solar es el segundo gran dato. En agosto el mismo día costó 26 €/MWh entre las 10 y las 18 h y 164 € fuera de ese tramo, cifras que coinciden con las que publica la prensa especializada^S007. Una planta solar que vende solo en horas centrales cobró en agosto el 22 % de la media del mes. Las horas con precio cero o negativo pasaron del 1,2 % de los periodos en 2023 al 8,9 % en 2024 y al 15,0 % en lo que va de 2026^S001; en Alemania es el 8,0 % y en Francia el 11,6 %^S002.

El gas se ha triplicado en siete meses. El TTF rondaba los 29 €/MWh a comienzos de año^S033; el 2-3 de marzo, tras los ataques a Qatar, subió un 46 % en un día hasta 46,8 €^S013; el alto el fuego de abril lo llevó a 42,5 €^S012 y en verano volvió a subir hasta 62 € de media en agosto, máximo mensual desde enero de 2023^S007, y a 80 € en octubre^S005. La referencia española, MIBGAS, promedió 61,9 € en agosto, casi igual que el TTF^S007.

El invierno entra con poco colchón. El almacenamiento europeo estaba al 74 % el 15 de octubre, por debajo de la media de cinco años y del año pasado, con un objetivo relajado del 80 % que a este ritmo se queda justo^S009. Además, el reglamento europeo prohíbe el GNL ruso desde principios de 2027 y el gas ruso por gasoducto desde el otoño de 2027; en 2025 aún suponía el 13 % de las importaciones^S020. Goldman prevé 70 € en el último trimestre y Rabobank 72 €, 58 € en el primero de 2027 y cerca de 45 € después^S010S011.

El CO2 añade ~33 €/MWh. El EUA llegó a 88,3 €/t el 12 de octubre, máximo desde enero, por compras previas a las conversaciones de reforma del ETS en el Consejo^S008.

Cómo se lee la curva. Con nuestro modelo de precio (gas, CO2, prima y perfil mensual del sol), el futuro de noviembre equivale a un TTF de 79 €/MWh, el del primer trimestre de 2027 a 62 € y el año 2027 a 46 €. El Cal-28 implicaría un TTF de unos 19 €, que nos parece demasiado bajo: lo dejamos como sin verificar en la valoración y lo contrastamos solo como dirección.

La fotovoltaica pasó de 9 a 50 TWh en seis años. En 2025 produjo 50,3 TWh, el 18,5 % del total, y la eólica (0,0 TWh) y la nuclear (51,9 TWh) se mantienen planas^S004. Entre enero y septiembre de 2026 la renovable llega al 37,6 % de la generación, pero el ciclo combinado sube un 14 % porque la hidráulica cae un 9 % y la demanda crece un 3,3 %^S004. En la UE, eólica y solar superaron por primera vez al fósil en 2025 (30,1 % frente a 29,0 %)^S014.

Interconexión y almacenamiento siguen siendo el cuello de botella. Con Francia, el saldo de 2025 fue casi cero (8,0 TWh importados y 7,6 exportados)^S004; la capacidad, de unos 2.800 MW, llegará a 5.000 MW en 2028 con la línea del golfo de Vizcaya^S024. Las baterías instaladas son unos 260 MW frente a 10,3 GW anunciados y ~22 GW de objetivo del PNIEC para 2030^S024S022.

El 28 de abril de 2025 el sistema ibérico cayó a cero. El informe final de ENTSO-E (marzo de 2026) concluye que fue multicausal y que la falta de control de tensión fue el fenómeno central, no las renovables en sí: las plantas con factor de potencia fijo no respondieron a la tensión, algunas unidades síncronas no absorbieron la reactiva prevista y hubo oscilaciones de 0,63 y 0,2 Hz^S015. Recomienda controlar la tensión en vez de operar con factor de potencia fijo, armonizar el rango a 380-420 kV y exigir pruebas periódicas de arranque autónomo^S015.

La consecuencia regulatoria es una operación reforzada que prima al gas. Red Eléctrica programa más ciclos combinados para tener control dinámico de tensión: la operación reforzada costó 666 M€ hasta marzo de 2026^S017, dentro de unos servicios de operación que pasaron de 2.400 M€ en 2024 a 3.800 en 2025 y se proyectan en ~5.600 M€ en 2026^S016. Por MWh, el coste de los servicios pasó de 6,83 € antes del apagón a 20,41 € hoy, y en Alemania, Francia, Italia y Polonia se recuperan en parte con cargos regulados, mientras que en España se cargan a la demanda hora a hora^S016. El procedimiento 7.4 permite que las renovables también aporten control de tensión desde 2026^S014S017; no hemos podido confirmar su aplicación plena, y de ella depende bajar ese coste. La prórroga de Almaraz (7.117 MW nucleares en España; ~7 % de la energía) aleja el escenario de dos reactores sustituidos por gas en 2027-28 y beneficia a sus titulares, Endesa, Iberdrola y Naturgy^S017S019.

La demanda se ha recuperado un poco. En 2025 fue de 256,3 TWh, un 2,9 % más que en 2024 pero todavía un 3,2 % por debajo de 2019, y entre enero y septiembre de 2026 crece un 3,3 %^S004. En la UE la demanda subió un 0,6 % en 2025 y sigue un 4 % por debajo de 2019^S014. La electrificación (bombas de calor, vehículo eléctrico, industria) no se ve todavía en la cifra; no hemos podido verificar un dato de ritmo para cada uso y por eso no lo cuantificamos.

Los centros de datos tienen colas, no consumo. Hay unos 22 GW de solicitudes de conexión; de los 18,5 GW concedidos en la red de transporte, 6.329 MW son de centros de datos y ninguno está aún en servicio^S023. El Gobierno prevé hasta 4 GW de demanda de computación en 2030 y SpainDC estima entre 2,6 y 3 GW operativos^S023. Eso son entre 23 y 35 TWh al año si funcionaran todo el año, un 9-14 % de la demanda de 2025, pero con un proyecto de real decreto que condiciona el acceso a la red^S023. Solaria tiene contratados 438 MW^S030. El PNIEC fija 11-12 GW de electrolizadores para 2030^S022; no hemos podido verificar capacidad instalada, así que el hidrógeno queda fuera de los escenarios.

Del pool al recibo. El PVPC sin impuestos subió de 0,183 €/kWh el 8 de octubre a 0,208 el 13 y 0,221 el 14, frente a una media de septiembre de 0,184^S026. El IVA (21 %) y el impuesto eléctrico (5,11 %) volvieron a sus tipos ordinarios el 1 de junio de 2026, al vencer la rebaja del RDL 7/2026 (10 % y 0,5 %)^S025; un decreto posterior con rebaja condicionada desde noviembre solo aparece en una fuente y queda sin verificar^S032. La operación reforzada pesó un 4,7 % del precio final medio entre mayo de 2025 y marzo de 2026^S017. Como el consumidor regulado paga el precio horario, el pool nocturno de 200 € se traslada a las horas punta.

La tasa de las redes es la mejor noticia regulatoria de 2026. El 6,58 % para 2026-2031 sube 100 puntos básicos desde el 5,58 % anterior y llega con seis años de visibilidad; a cambio, los analistas consideraron que no ofrecía incentivo suficiente a la inversión^S027. Mientras la tasa no se recurra o cambie, Redeia (+4 % de beneficio y 657 M€ de inversión en el semestre) y Enagás tienen un ingreso mucho más predecible que el pool^S031.

Lo que cuesta cada cotizada, en una línea. Iberdrola cotiza a 21,1x, el múltiplo más alto de las 13, y su beneficio ajustado crece cerca del 8 %^S029; Endesa a 18,1x tras subir un 41 % el beneficio del semestre^S028; Engie (11,4x) y Enel (12,5x) son las más baratas. El consenso espera que el BPA de Repsol caiga de 5,94 € (2026E) a 4,45 € (2027E) y que el de Acciona Energía pase de 1,26 € a 0,73 €; no hemos verificado la causa de esas caídas. Solaria cotiza un 40 % por debajo de su máximo de 52 semanas con el beneficio subiendo un 52 %^S030.

Iberdrola descuenta crecimiento de redes durante años. A 21,53 € hacen falta 4,2 años de crecimiento del 8 % para que su PER baje a la mediana de las 13. La guía de la compañía (más del 8 % de beneficio ajustado) llega a ese ritmo^S029, así que el precio no tiene margen para un recorte de tasa o un retraso de inversión.

Endesa cotiza el beneficio del choque como si fuera estructural. El consenso de 22 analistas pone 2,34 € de BPA en 2026 y solo 2,38 € en 2027: no hay crecimiento. Para llegar a un PER de 15,2x harían falta 2,79 €, un 19 % más. La compañía ha subido su guía de beneficio ordinario a más de 2.400 M€^S028, y la propia nota atribuye parte del salto del semestre a impactos positivos no recurrentes^S028. Lo que pide el precio: que el pool de 2027 se parezca al de 2026, y el futuro Cal-27 dice que sí a medias.

Solaria cotiza a 10,4 veces su beneficio de 2026E, por debajo de la mediana de las 13, y un 40 % bajo su máximo de 52 semanas con el beneficio subiendo un 52 %^S006S030. El precio refleja el temor a la canibalización solar más que los resultados. La pega es que la fuente de los resultados es secundaria y no pudimos contrastarla con la CNMV.

Los escenarios son de precio, no de cotización. Bear es el escenario de normalización rápida (gas y pool bajos), base es la curva de futuros y bull es el de choque prolongado (gas y pool altos). La mecánica es: pool mensual = (TTF / 0,55 + 0,37 × EUA + prima) × (2/3 + razón solar del mes / 3), con la razón entre el precio de horas solares y el resto calibrada con 2025-26. No son precios objetivo.

Calendario. Octubre-noviembre de 2026: resultados del 3T26 (fechas por confirmar) y Consejo de la UE sobre el ETS^S008. 1 de noviembre: objetivo del 80 % de almacenamiento de gas, hoy al 74 %^S009. Diciembre a febrero: frío y viento, que deciden si el T1-27 de OMIP (140 €) se cumple. 2027: prohibición del GNL ruso^S020 y, hacia julio (cálculo SDN), CfD bidireccionales^S021. 2028: interconexión de Vizcaya a 5.000 MW^S024.

Riesgos. (1) Intervención en el pool, con tope al gas o detracción de beneficios extraordinarios: castiga a Endesa, Naturgy, Iberdrola y EDP. (2) Caída del gas por un alto el fuego, con TTF por debajo de 45 € antes de enero y Cal-27 bajo 90 €: castiga a Endesa, RWE y Solaria. (3) Más canibalización solar sin almacenamiento, con más periodos a precio cero o negativo (ya el 14,9 % en 2026^S001): castiga a Solaria, Acciona Energía y EDP. (4) Un nuevo incidente de tensión: más operación reforzada y posibles provisiones de Redeia^S031. (5) Subida de rendimientos: un múltiplo un 10 % más bajo resta unos 10 puntos a la cesta.

• TTF y almacenamiento. Si el TTF cierra por encima de 90 € en diciembre o el almacenamiento baja de 60 % en febrero, el escenario bull gana peso; si la prima nocturna baja de 15 €/MWh por el control de tensión de las renovables, el pool nocturno cae sin que se mueva el gas^S005S009S016.
• Curva OMIP. Cal-27 por encima de 125 € o Cal-28 por encima de 85 € indican que el mercado deja de creer en la normalización^S003.
• Política. Cualquier decreto de topes, detracciones o rebajas de impuestos; y la decisión sobre la tasa de redes y su posible recurso^S027S032.

DATO: precios OMIE y Energy-Charts, mix y demanda de Red Eléctrica, liquidaciones de OMIP y cierres de Yahoo Finance a 15-10-2026^{S001S002S003S004S005}. CÁLCULO: medias, perfil de horas solares, prima nocturna, TTF implícito en OMIP y cesta. ESCENARIO: trayectorias de gas, CO2 y prima; sensibilidades de BPA al pool, recorte del 30 % del bull y multiplicadores de PER (0,95 / 1,00 / 1,00), que son juicio SDN.

LIMITACIÓN: (1) la prima nocturna se calibra con tres meses y un EUA mensual de fuente secundaria; (2) el Cal-28 de OMIP no tiene fecha de liquidación y no se usa para valorar; (3) capitalización, EV/EBITDA y dividendo de las 13 quedan sin verificar y fuera de los escenarios, que son de precio; (4) los resultados semestrales de Iberdrola y Solaria vienen de resúmenes secundarios; (5) no se modelan hidrógeno ni electrificación; (6) la cesta se valora a 12 meses porque no hay consenso de BPA a 24, y para 24 meses solo damos el pool; (7) las fuentes discrepan sobre el estado actual de Ormuz. Los informes 004 (nuclear) y 016 (gasolina) tratan la nuclear y el crudo.