Mercado eléctrico
Evolución del mercado eléctrico — Septiembre 2026
Resumen ejecutivo
OMIE — Mercado diario spot
La curva de septiembre conserva la forma de agosto, con dos matices. El valle solar sigue siendo la franja más barata del día, pero a un nivel más alto que en meses anteriores: a las 13h marca 25,20 €/MWh, frente a 13,92 €/MWh en agosto y 10,75 €/MWh en septiembre de 2025. Y la punta de primera hora de la mañana gana peso: con el amanecer más tardío, a las 7h el precio llega a 210,79 €/MWh, cerca de la punta nocturna (234,78 €/MWh a las 20h). La amplitud entre valle y punta alcanza 209,6 €/MWh, frente a 115,8 €/MWh en septiembre de 2025.
Precio OMIE horario — septiembre 2025 vs 2026
Comparativa hora a hora (€/MWh)
A las 20h el precio pasa de 113,42 a 234,78 €/MWh (+121,4 €/MWh) y a las 19h de 86,52 a 205,94 €/MWh (+119,4 €/MWh). Respecto a agosto, la punta se adelanta una hora —de las 21h a las 20h— porque el sol se pone antes. El máximo cuartohorario del mes se registró el 3 de septiembre a las 21:00, con 300,00 €/MWh.
Las horas centrales siguen siendo las más baratas del día, entre 25 y 44 €/MWh, pero en niveles superiores a los de agosto y a los de septiembre de 2025 en todas ellas (entre +14 y +30 €/MWh interanuales). Los cuartos horarios a cero o en negativo bajan a 147 —el 5,1% del mes, frente al 8,7% de agosto—, con un mínimo de −1,14 €/MWh el 20 de septiembre a las 13:30. Se concentran en fines de semana y en los dos días de más viento del mes.
Los dos días más baratos del mes coinciden con los de más viento: el miércoles 16 (104,63 €/MWh), con la eólica en su máximo mensual (11.298 MW de media), y el miércoles 9 (107,76 €/MWh), con 10.227 MW. En el extremo opuesto, los días laborables con menos viento se sitúan entre los más caros: el 4 de septiembre (2.303 MW) cerró en 169,50 €/MWh y el 14 (2.438 MW) en 177,44 €/MWh. Una diferencia de unos 9.000 MW de eólica separa días de 105 €/MWh de días por encima de 170 €/MWh.
Evolución anual OMIE
Precio medio mensual (€/MWh) — 2025 vs 2026
SSAA — Servicios de ajuste del sistema
Los servicios de ajuste suben a 24,40 €/MWh, un 41,3% más que en septiembre de 2025 (17,27 €/MWh) y un 41,7% más que en agosto (17,22 €/MWh). Es el valor más alto desde marzo. A diferencia de agosto, este mes los servicios de ajuste también empujan al alza el precio final.
Costes REE horario — septiembre 2025 vs 2026
Comparativa hora a hora (€/MWh)
Los servicios de ajuste se disparan en la rampa de la mañana —37,56 €/MWh a las 7h y 38,23 €/MWh a las 8h, el doble que en 2025— y vuelve a subir en la de la tarde, con 35,36 €/MWh a las 20h y 34,18 €/MWh a las 21h. Son las horas en que la solar entra o sale del sistema y en las que la operación requiere más energía de balance y más generación programada por restricciones.
Entre las 0h y las 5h los servicios de ajuste se mantienen entre 12,4 y 15,0 €/MWh, ligeramente por debajo de 2025. Se repite el patrón de agosto: con el ciclo combinado ya acoplado por demanda durante la noche, el sistema necesita menos servicios de ajuste adicionales.
Desglose de los servicios de ajuste — septiembre 2026
Aportación media de cada componente al precio final (€/MWh). Total: 24,40 €/MWh. Los valores negativos son abonos que reducen el coste.
Evolución anual SS.AA. (Costes REE)
Precio medio mensual (€/MWh) — 2025 vs 2026
Evolución histórica OMIE + Costes REE
Precio medio mensual (€/MWh) — 2025 vs 2026
Demanda y precio
La demanda peninsular de septiembre 2026 promedió 30.084 MW horarios, un 12,7% más que en septiembre de 2025 (26.704 MW) y un 1,6% menos que en agosto. Es el septiembre con mayor demanda de la serie 2017–2026. El perfil del mes osciló entre un mínimo de 20.129 MW (20 de septiembre, 5h) y un máximo de 42.120 MW (7 de septiembre, 14h).
Evolución de la demanda y el precio
Demanda media horaria mensual (MW) — 2025 vs 2026. Serie de demanda peninsular, no comparable con la demanda nacional bruta publicada por REE, que incluye territorios extrapeninsulares.
Por segundo mes consecutivo la demanda baja y el precio sube: −1,6% frente a +23,8% respecto a agosto. En términos interanuales la demanda crece un 12,7% y el precio un 114,1%. La distancia entre ambas tasas mide el peso que han ganado el gas y los costes de operación en la formación del precio, por encima del volumen de consumo.
Mix de generación
El mix de septiembre refleja el acortamiento del día solar. La fotovoltaica sigue siendo la primera tecnología del mes, pero su ventana se estrecha por ambos extremos, y el ciclo combinado cubre la punta de la noche y, con más peso que en verano, la de primera hora de la mañana.
Mix de generación — curva tipo diaria
Producción programada P48 promedio por tecnología (MWh) — Septiembre 2026. No se incluyen bombeo, baterías, enlace Baleares ni tecnologías de aportación residual.
Su máximo sube a 10.843 MWh a las 21h (10.383 MWh en agosto) y a las 7h alcanza 9.057 MWh, muy por encima de su producción de madrugada (5.589 MWh a las 3h). En las horas centrales baja a 2.518 MWh (14h). Con el TTF en 75,36 €/MWh y los derechos de emisión en 84,62 €/tCO2, su coste variable es el que se traslada al precio en ambas rampas.
La nuclear aumenta su producción hasta 6.772 MWh de media (6.366 MWh en agosto) y opera plana todo el día. La eólica terrestre promedia 4.926 MWh, algo por encima de agosto, con su máximo de 7.186 MWh a las 21h; su variabilidad entre días explica buena parte de las diferencias de precio diario. La hidráulica UGH vuelve a concentrarse en la punta, con 4.736 MWh a las 20h frente a 511 MWh a las 14h.
Combustibles y CO2
Gas y CO2 vuelven a subir en septiembre y el Brent recupera los 100 $/barril de media por primera vez desde mayo. El patrón dentro del mes se invierte respecto a agosto: subida intensa en la primera quincena, con el TTF por encima de 80 €/MWh por primera vez desde 2023, y corrección en la segunda al reactivarse los contactos diplomáticos. El gas cierra el mes por debajo de su propia media.
El 28 de septiembre QatarEnergy volvió a ampliar la fuerza mayor sobre sus entregas de GNL: hasta finales de noviembre para sus clientes asiáticos y hasta principios de diciembre para la italiana Edison. Una semana antes, su consejero delegado había señalado que la reparación de los dos trenes de licuefacción dañados en Ras Laffan llevará tres años. Para esa parte de la capacidad, la restricción de oferta deja de medirse en meses y pasa a medirse en años.
Gas TTF — evolución mensual
€/MWh — 2025 vs 2026
Es la media mensual más alta desde diciembre de 2022 y un 21,3% superior a la de agosto. Abrió el mes en 72,22 €/MWh, superó los 80 €/MWh por primera vez desde 2023 y marcó el máximo de cierre del mes, 82,57 €/MWh, el día 14. Desde ahí corrigió hasta 69,81 €/MWh el día 29 y cerró en 72,36 €/MWh, un 4% por debajo de la media mensual. La presión de fondo es el almacenamiento: a finales de septiembre los depósitos europeos rondaban el 71% de llenado, frente al 82,5% de un año antes, el nivel más bajo para esa fecha desde que hay registros (2011).
Derechos de emisión CO2 (EUA) — evolución mensual
€/tCO2 — 2025 vs 2026
Brent — evolución mensual
$/barril — 2025 vs 2026
Contexto a vigilar
Tres factores van a condicionar la evolución de precios en los próximos meses, con horizontes temporales distintos.
La negociación entre Estados Unidos e Irán es la variable con mayor capacidad de mover el precio, en cualquiera de los dos sentidos. Los contactos de finales de septiembre rebajaron la prima de riesgo del crudo y del gas, pero las partes han estado cerca de un acuerdo en otras ocasiones sin cerrarlo, y aun con acuerdo la normalización de los flujos por el estrecho no sería inmediata. La fuerza mayor de QatarEnergy cubre ya hasta noviembre–diciembre.
Europa entra en la temporada de calefacción con los almacenamientos en torno al 71%, once puntos por debajo del año anterior. Con ese colchón, la temperatura del invierno pasa a ser el factor que más puede mover el gas: un episodio de frío prolongado elevaría la dependencia del GNL en un mercado sin la oferta catarí. En el mercado eléctrico, el otoño trae además menos horas de sol y más horas en las que el ciclo combinado fija el precio.
Septiembre añade un matiz a la asimetría descrita en agosto: con el día solar más corto, la punta de la mañana se suma a la de la noche como franja expuesta al gas, y la amplitud entre valle y punta de la curva media alcanza 209,6 €/MWh. Esa brecha es la medida directa del valor del almacenamiento —baterías, bombeo hidráulico e hidrógeno verde— para trasladar energía de las horas excedentarias a las deficitarias y reducir la exposición estructural del sistema a la dependencia energética exterior.