El mercado eléctrico español interrumpe la tendencia descendente de los últimos días y registra una subida del 23,1 %, hasta alcanzar los 210,94 €/MWh. El repunte coincide con la intensificación de las borrascas Bruna y Charles, que mantienen importantes avisos meteorológicos por precipitaciones, viento y temporal marítimo en numerosas regiones españolas. Mientras tanto, el gas natural aumenta hasta los 85,29 €/MWh y el futuro eléctrico de diciembre se estabiliza en torno a los 160 €/MWh. La jornada evidencia que la presencia de fuertes vientos no garantiza necesariamente un descenso del precio mayorista de la electricidad.

Rodrigo Pérez · TecnoAp21 · Miércoles, 11 de noviembre de 2026

Los precios de la energía hoy

La electricidad sube 39,56 €/MWh y rompe cuatro jornadas consecutivas de descensos

El mercado diario gestionado por OMIE establece para este miércoles un precio medio de 210,94 €/MWh, frente a los 171,38 €/MWh registrados el martes. La diferencia asciende a 39,56 €/MWh, equivalente a un incremento del 23,08 %. Este movimiento interrumpe la secuencia de descensos que había llevado a la electricidad desde los 245,63 €/MWh del viernes hasta los 171,38 €/MWh del martes. El precio actual continúa por debajo de los máximos de la semana pasada, pero vuelve a superar ampliamente la barrera de los 200 €/MWh.

El máximo de la jornada aumenta desde los 222,98 €/MWh del martes hasta los 255,40 €/MWh. Sin embargo, el dato más significativo se encuentra en el precio mínimo, que pasa de 90,01 a 158,50 €/MWh. Esto supone un incremento de 68,49 €/MWh, equivalente al 76,1 %. La subida del precio medio no responde únicamente al encarecimiento de los periodos de mayor demanda, sino también a una elevación considerable de los precios mínimos. La diferencia entre máximo y mínimo se reduce hasta los 96,90 €/MWh, frente a los 132,97 €/MWh registrados el martes. En consecuencia, la electricidad presenta una distribución de precios más uniforme, aunque situada en niveles considerablemente superiores.

Evolución del precio eléctrico: el mercado recupera parte de las subidas de la semana anterior

El comportamiento de los últimos siete días muestra la volatilidad del mercado eléctrico. Entre el viernes y el martes, la cotización había descendido un 30,2 %. La subida de este miércoles recupera parte de esa reducción, aunque el precio sigue siendo un 14,1 % inferior al del viernes. La media de las siete jornadas comprendidas entre el 5 y el 11 de noviembre se sitúa en aproximadamente 211,28 €/MWh. El precio de este miércoles prácticamente coincide con esa referencia semanal, lo que indica que el descenso del martes no se ha consolidado por el momento.

Las horas centrales dejan de ser las más baratas

Una de las diferencias más importantes respecto a la jornada anterior aparece en el perfil horario. Durante el martes, los precios más bajos se concentraron alrededor del mediodía, con cotizaciones próximas a los 90 €/MWh. Este miércoles, en cambio, el precio mínimo se registra durante los últimos minutos del día, mientras que el máximo aparece por la mañana.

El máximo de 255,40 €/MWh se alcanza entre las 08:15 y las 08:30, con otro periodo de igual precio entre las 09:00 y las 09:15. El mínimo de 158,50 €/MWh aparece entre las 23:45 y las 24:00. Durante las horas centrales, las cotizaciones permanecen por encima de los 220 €/MWh, una situación muy diferente de la registrada el martes. Este cambio demuestra que no existe una franja horaria universalmente barata. La distribución depende de la demanda prevista y de la oferta disponible en cada jornada. Para los consumidores con contratos indexados, consultar el perfil horario diario resulta más útil que asumir que las horas de mayor producción solar serán siempre las más económicas.

España y Portugal mantienen la igualdad de precios

La igualdad de los precios medios, máximos y mínimos confirma que ambos mercados mantienen una elevada convergencia en sus resultados diarios. No obstante, la coincidencia de estos tres indicadores no demuestra por sí sola que todos los periodos de quince minutos hayan registrado exactamente el mismo precio. El volumen negociado asciende a 401 GWh en España y 154 GWh en Portugal, lo que supone un total de 555 GWh en el mercado ibérico.

Las borrascas Bruna y Charles se intensifican: ¿por qué sube la electricidad pese al fuerte viento?

La meteorología vuelve a ocupar un lugar destacado en el análisis energético de este miércoles. Las borrascas Bruna y Charles mantienen un episodio de lluvias intensas, fuertes rachas de viento y temporal marítimo que afecta especialmente al oeste y sur de la Península y a Canarias. Según la información meteorológica difundida durante la madrugada, se han activado avisos rojos en zonas del norte de Cáceres, el sur de Ávila y La Palma. En algunas regiones se prevén rachas de viento de 100 a 120 km/h, precipitaciones muy abundantes y olas que podrían alcanzar los cinco o seis metros en el golfo de Cádiz.

La llegada de estas borrascas plantea una cuestión especialmente interesante: ¿cómo puede aumentar el precio de la electricidad un 23 % cuando existen condiciones meteorológicas que, en principio, podrían favorecer la generación eólica? La respuesta exige analizar varios factores.

El primero es que el viento meteorológico no equivale directamente a producción eléctrica. La intensidad y distribución de las rachas no determinan por sí solas la generación de los parques eólicos. Importan su ubicación, las velocidades del viento a la altura de los aerogeneradores y las condiciones operativas de cada instalación.

El segundo es que el viento extremo puede reducir la generación. Los aerogeneradores cuentan con sistemas de protección que permiten detenerlos cuando se superan determinados límites de seguridad. No obstante, no se dispone en este informe de información que permita afirmar que se hayan producido desconexiones generalizadas por esta causa.

El tercero es que las precipitaciones no se transforman inmediatamente en electricidad hidroeléctrica. El incremento de las aportaciones a los embalses puede mejorar las reservas y las perspectivas de generación, pero su aprovechamiento depende de la capacidad de almacenamiento, la gestión hidráulica y las condiciones del mercado.

El cuarto es que el precio mayorista depende de la oferta y la demanda en su conjunto. Aunque aumente la producción de una tecnología renovable, el precio puede subir si cambian otras variables, como la demanda, la disponibilidad de centrales o las ofertas de generación necesarias para cubrir el consumo.

Factores meteorológicos que conviene seguir

Además, debe recordarse que el precio del mercado diario se determina mediante una subasta celebrada el día anterior a la entrega de la electricidad. Por tanto, el precio de este miércoles refleja las previsiones de demanda y generación disponibles durante la negociación del martes, no necesariamente las condiciones meteorológicas finalmente registradas a lo largo del miércoles.

El repunte eléctrico no demuestra que el temporal haya perjudicado la generación renovable. Para establecer una relación causal sería necesario consultar los datos de producción eólica, solar e hidráulica de Red Eléctrica, junto con las previsiones utilizadas en el mercado y la generación marginal de cada periodo.

Los futuros eléctricos de diciembre se estabilizan en 160 €/MWh

El mercado de futuros eléctricos presenta un comportamiento mucho más moderado que el mercado diario. La última sesión disponible, correspondiente al 10 de noviembre, sitúa el contrato español de carga base para diciembre de 2026 en 160 €/MWh, frente a los 159,50 €/MWh de la sesión anterior. La variación es de apenas 0,50 €/MWh, equivalente al 0,31 %.

El futuro anual de 2027 se sitúa en 113,75 €/MWh, por debajo de los 115,10 €/MWh registrados en la sesión anterior. La diferencia entre el precio eléctrico diario y el contrato de diciembre asciende a 50,94 €/MWh, de modo que el mercado diario supera en un 31,8 % la referencia del contrato mensual de diciembre. Esta separación muestra que el repunte del mercado inmediato no se ha trasladado con la misma intensidad a los contratos a plazo. No obstante, las cotizaciones corresponden a horizontes de entrega diferentes y no deben interpretarse como una predicción directa del precio de la electricidad para los próximos días.

El gas natural vuelve a subir hasta los 85,29 €/MWh

El mercado ibérico del gas natural también registra un cambio de tendencia. MIBGAS publica para el producto PVB Day Ahead, con entrega el 11 de noviembre, un Last Price Index de 85,29 €/MWh, frente a los 82,01 €/MWh de la referencia anterior. La subida asciende a 3,28 €/MWh, equivalente al 4,0 %. El Average Price Index del mismo producto se sitúa en 83,54 €/MWh, lo que evidencia la diferencia entre los dos indicadores utilizados por el operador.

Resultados oficiales de MIBGAS actualizados el 10 de noviembre de 2026 a las 18:30.

Los contratos de mayor duración también registran ligeros incrementos. El producto de diciembre pasa de 81 a 83,60 €/MWh, una subida de 2,60 €/MWh, equivalente al 3,2 %. El primer trimestre de 2027 aumenta desde 80,35 hasta 82,58 €/MWh, mientras que el contrato anual de 2027 apenas varía, desde 66,57 hasta 66,60 €/MWh. La evolución muestra que el encarecimiento es más pronunciado en las referencias de entrega inmediata y de los próximos meses que en los productos anuales.

El gas natural continúa siendo un elemento importante para el mercado eléctrico español, especialmente cuando las centrales de ciclo combinado intervienen en la formación del precio marginal. Sin embargo, la subida simultánea de electricidad y gas no demuestra por sí sola que el segundo haya provocado el encarecimiento del primero.

La lectura del mercado: el temporal no impide una fuerte subida de la electricidad

La primera conclusión es que la electricidad interrumpe cuatro jornadas consecutivas de descensos y recupera el nivel de los 210 €/MWh. La subida del 23,1 % es especialmente relevante porque se produce después de varios días de moderación. La segunda es que los precios mínimos aumentan considerablemente. La electricidad pasa de un mínimo de 90,01 €/MWh el martes a 158,50 €/MWh el miércoles, mientras que la diferencia entre los extremos diarios se reduce.

La tercera es que el mercado ibérico mantiene la convergencia entre España y Portugal, con idénticos precios medios, máximos y mínimos. La cuarta es que los futuros eléctricos no reproducen la intensidad del repunte diario. El contrato de diciembre apenas aumenta un 0,3 %, mientras que la referencia anual de 2027 continúa descendiendo. La quinta es que el gas natural vuelve a encarecerse, con un incremento del 4 % en el producto Day Ahead y subidas también en los contratos mensuales y trimestrales.

Sin embargo, la principal singularidad de esta jornada se encuentra en las condiciones meteorológicas. Las borrascas Bruna y Charles están provocando un episodio de fuertes lluvias y vientos que, en determinadas circunstancias, podría favorecer la disponibilidad de recursos renovables. A pesar de ello, el precio eléctrico aumenta de manera considerable. Este comportamiento recuerda que la formación del precio mayorista depende de numerosos factores y que la presencia de viento intenso no garantiza automáticamente electricidad más barata.

La conclusión principal de este miércoles es que el mercado eléctrico vuelve a encarecerse de forma significativa, mientras los futuros mantienen una evolución mucho más moderada y el gas natural recupera parte de las subidas recientes. El seguimiento de las próximas jornadas deberá prestar especial atención a la producción eólica real, las aportaciones hidráulicas y la evolución de la demanda. Estos indicadores permitirán valorar con mayor precisión el impacto energético de las borrascas y determinar si el repunte del miércoles constituye un movimiento puntual o el inicio de una nueva fase de encarecimiento.

Fuentes y referencias: OMIE · OMIP · MIBGAS · AEMET · RTVE: seguimiento del temporal.