El mercado eléctrico español protagoniza este jueves una de las caídas más pronunciadas de los últimos días. El precio medio de la electricidad desciende hasta los 116,16 €/MWh, un 44,9 % menos que el miércoles, mientras que durante las horas centrales llega a cotizar a tan solo 1,09 €/MWh. El descenso coincide con el episodio de inestabilidad meteorológica que afecta a la Península, aunque el gas natural sigue una trayectoria diferente y aumenta hasta los 86,39 €/MWh. Los futuros eléctricos de diciembre, por su parte, retroceden ligeramente hasta los 159,25 €/MWh.

Rodrigo Pérez · TecnoAp21 · Jueves, 12 de noviembre de 2026

El comportamiento de la jornada resulta especialmente significativo por el contraste con el miércoles, cuando la electricidad había repuntado un 23 % pese al temporal. La nueva reducción pone de manifiesto la volatilidad del mercado y la importancia de analizar conjuntamente las condiciones meteorológicas, la disponibilidad de generación y la evolución de la demanda.

Los precios de la energía hoy

La electricidad cae 94,78 €/MWh en una sola jornada

El mercado diario gestionado por OMIE establece para este jueves un precio medio de 116,16 €/MWh, frente a los 210,94 €/MWh registrados el miércoles. La diferencia asciende a 94,78 €/MWh, equivalente a un descenso del 44,93 %. La reducción supone un cambio de dirección especialmente pronunciado después del encarecimiento del día anterior. En apenas 48 horas, el mercado ha pasado de los 171,38 €/MWh del martes a los 210,94 €/MWh del miércoles y, finalmente, a los 116,16 €/MWh del jueves.

El precio máximo cae desde los 255,40 €/MWh del miércoles hasta los 198,38 €/MWh, una reducción de 57,02 €/MWh. Sin embargo, la transformación más importante se produce en el mínimo diario, que pasa de los 158,50 €/MWh del miércoles a apenas 1,09 €/MWh. Esta diferencia revela que el abaratamiento no se distribuye uniformemente a lo largo del día. Las horas centrales presentan precios extraordinariamente reducidos, mientras que durante la tarde y la noche persisten cotizaciones considerablemente superiores. La amplitud entre el máximo y el mínimo alcanza los 197,29 €/MWh, más del doble de la registrada el miércoles.

Evolución de la electricidad: el precio más bajo de los últimos siete días

La serie muestra que el precio de este jueves es el más bajo de las siete jornadas analizadas. Respecto al viernes 6 de noviembre, cuando la electricidad alcanzó los 245,63 €/MWh, la reducción acumulada asciende a 129,47 €/MWh, equivalente al 52,7 %. La media de los siete días comprendidos entre el 6 y el 12 de noviembre se sitúa en aproximadamente 193,78 €/MWh, por lo que el precio de este jueves queda un 40,1 % por debajo de esa referencia. El movimiento evidencia la elevada sensibilidad del mercado diario a los cambios en las condiciones de oferta y demanda.

Las horas centrales registran precios próximos a cero

La distribución horaria de este jueves presenta uno de los contrastes más acusados de la semana. Según los resultados del mercado, el precio mínimo de 1,09 €/MWh aparece entre las 13:00 y las 13:15, mientras que el máximo de 198,38 €/MWh se registra entre las 20:15 y las 20:30.

La franja comprendida entre las 12:00 y las 16:00 presenta precios extraordinariamente reducidos, con valores medios que apenas superan los 3,50 €/MWh. Esta situación contrasta con las cotizaciones de la tarde, cuando el mercado vuelve a superar los 190 €/MWh. La caída de las horas centrales puede resultar especialmente relevante para consumidores industriales y empresas con capacidad para desplazar procesos de producción hacia los periodos de menor coste. También puede favorecer a los hogares con contratos indexados que dispongan de sistemas de programación de consumos.

Sin embargo, debe distinguirse entre el precio del mercado mayorista y el coste final de la electricidad. Un precio de 1,09 €/MWh equivale aproximadamente a 0,00109 €/kWh de energía mayorista, pero no significa que el consumidor doméstico pague esa cantidad en su factura.

El precio regulado PVPC también baja, aunque sigue lejos de los mínimos mayoristas

El descenso del mercado mayorista se refleja parcialmente en la tarifa regulada PVPC. La referencia media publicada para este jueves se sitúa aproximadamente en 0,1942 €/kWh, frente a los 0,2301 €/kWh del miércoles, lo que representa una reducción del 15,6 %. La hora más barata del PVPC se sitúa entre las 14:00 y las 15:00, con aproximadamente 0,0411 €/kWh, mientras que la más cara aparece entre las 20:00 y las 21:00, con 0,3499 €/kWh.

La diferencia entre la caída del mercado mayorista, cercana al 45 %, y la del PVPC, del 15,6 %, responde a que el precio regulado incorpora otros componentes y una metodología de cálculo distinta de la simple cotización del mercado diario. Por tanto, la fuerte reducción de OMIE no debe interpretarse como un descuento equivalente en todas las facturas eléctricas.

España y Portugal vuelven a compartir los mismos precios

El mercado ibérico mantiene la convergencia observada durante las últimas jornadas. España y Portugal registran un precio medio idéntico de 116,16 €/MWh, así como los mismos máximos y mínimos.

El Grupo OMI confirma que el 100 % de los periodos presenta diferencias de precio inferiores a un euro entre España y Portugal. En cambio, ese porcentaje se reduce al 14,58 % en la comparación con Francia. La elevada convergencia ibérica contrasta, por tanto, con una mayor separación de precios respecto al mercado francés.

España se sitúa entre los mercados eléctricos más baratos de Europa

La reducción de la electricidad también modifica la posición relativa del mercado español frente a otros países europeos. Los datos comparativos disponibles para este jueves muestran que España y Portugal presentan precios inferiores a los registrados en varios de los principales mercados continentales.

La referencia francesa alcanza aproximadamente los 206,54 €/MWh, lo que supone una diferencia de 90,38 €/MWh respecto a España. La comparación pone de manifiesto que el descenso ibérico no se reproduce con la misma intensidad en todos los mercados europeos. Las diferencias pueden responder a la composición de la generación, las condiciones meteorológicas, la demanda y la capacidad disponible en las interconexiones internacionales. Algunas referencias están redondeadas al euro; las metodologías de agregación pueden diferir entre mercados.

Las borrascas Bruna y Charles: el viento gana protagonismo en la generación eléctrica

La situación meteorológica continúa siendo una de las variables más relevantes para comprender el comportamiento del mercado energético. Según el aviso especial número 39/2026 de la Agencia Estatal de Meteorología, las borrascas Bruna y Charles están provocando un episodio de precipitaciones intensas, rachas muy fuertes de viento y temporal marítimo, especialmente en el oeste y sur peninsulares y Canarias.

Para este jueves, la AEMET prevé una disminución progresiva de la intensidad de las precipitaciones y del viento a medida que Charles se desplace hacia el nordeste. No obstante, todavía podrían registrarse chubascos fuertes en zonas del tercio norte y rachas superiores a 100 km/h en algunos sistemas montañosos durante la madrugada.

Desde el punto de vista energético, resulta especialmente interesante la evolución de la generación eólica. Los últimos datos diarios de generación consultados, correspondientes al 10 de noviembre, muestran que la energía eólica representó aproximadamente el 43,1 % de la producción eléctrica española, con 346.487 MWh generados.

La elevada participación eólica del martes constituye un indicio de que el episodio meteorológico está coincidiendo con una disponibilidad importante de este recurso renovable. Sin embargo, existe una diferencia fundamental entre los datos del martes y los precios del jueves: no se dispone todavía de un desglose de generación real del 12 de noviembre que permita cuantificar la contribución eólica al descenso del 44,9 %.

El precio de OMIE para este jueves se estableció durante la negociación del miércoles, cuando las previsiones meteorológicas ya contemplaban la intensificación de las borrascas. En ese contexto, una mayor disponibilidad prevista de generación renovable podría haber contribuido a reducir las ofertas necesarias para cubrir la demanda, especialmente durante las horas centrales. No obstante, la formación del precio depende también de la demanda prevista, la disponibilidad de otras centrales, los intercambios internacionales y las ofertas económicas presentadas al mercado. Por ello, no sería riguroso atribuir toda la caída de precios exclusivamente al viento.

Las precipitaciones también pueden tener consecuencias para la generación hidroeléctrica. Las lluvias persistentes favorecen las aportaciones a los embalses, pero su efecto sobre la producción depende de la ubicación de las cuencas, el estado de las reservas y las decisiones de explotación de las instalaciones.

Los futuros eléctricos de diciembre retroceden ligeramente hasta los 159,25 €/MWh

El mercado de futuros eléctricos presenta un comportamiento mucho más moderado que el mercado diario. Los resultados del Grupo OMI correspondientes a la sesión del 11 de noviembre sitúan el contrato español de carga base para diciembre de 2026 en 159,25 €/MWh, frente a los 160 €/MWh registrados en la sesión anterior. La reducción asciende a 0,75 €/MWh, equivalente al 0,47 %.

El contrato del primer trimestre de 2027 aumenta desde los 146,75 €/MWh de la referencia del lunes hasta los 149,40 €/MWh, mientras que el futuro anual de 2027 sube desde los 113,75 €/MWh del martes hasta los 116,50 €/MWh. La evolución muestra que el fuerte abaratamiento del mercado diario no se ha trasladado de forma equivalente a los productos de mayor duración.

El precio OMIE del jueves se sitúa 43,09 €/MWh, un 27,1 %, por debajo de la liquidación del futuro mensual de diciembre. Esta diferencia refleja las distintas condiciones de entrega y los horizontes temporales de ambos productos. El mercado diario responde a las condiciones previstas para una jornada concreta, mientras que el contrato de diciembre incorpora expectativas y riesgos asociados al conjunto del mes.

El gas natural sube hasta los 86,39 €/MWh y se distancia de la electricidad

El gas natural presenta una evolución opuesta a la del mercado eléctrico. MIBGAS publica para el producto PVB Day Ahead, con entrega el 12 de noviembre, un Last Price Index de 86,39 €/MWh, frente a los 85,29 €/MWh de la jornada anterior. La subida asciende a 1,10 €/MWh, equivalente al 1,29 %. El Average Price Index del mismo producto se sitúa en 86,54 €/MWh.

Resultados oficiales de MIBGAS actualizados el 11 de noviembre a las 18:31.

El incremento también afecta a los contratos de mayor duración. El producto de diciembre pasa de los 83,60 €/MWh registrados en la referencia anterior hasta los 85,63 €/MWh, una subida de 2,03 €/MWh, equivalente al 2,4 %. El primer trimestre de 2027 aumenta desde los 82,58 hasta los 84,19 €/MWh. Por su parte, el contrato anual de 2027 alcanza los 68,48 €/MWh, frente a los 66,60 €/MWh de la jornada anterior.

El contraste entre la electricidad y el gas resulta especialmente relevante. Mientras el precio eléctrico diario cae casi un 45 %, el gas natural aumenta un 1,3 %. Esta divergencia muestra que ambos mercados no necesariamente evolucionan en la misma dirección. El gas continúa siendo un combustible importante para la generación eléctrica, especialmente a través de las centrales de ciclo combinado. Sin embargo, su influencia sobre el precio mayorista depende de la necesidad de recurrir a estas instalaciones y de las ofertas que determinen el precio marginal en cada periodo.

La lectura del mercado: el temporal coincide con un desplome eléctrico que no se traslada al gas

La primera conclusión es que la electricidad registra una caída extraordinaria del 44,9 %, pasando de los 210,94 a los 116,16 €/MWh. El descenso elimina completamente el encarecimiento del miércoles y sitúa el mercado en su nivel más bajo de los últimos siete días.

La segunda es que el abaratamiento se concentra especialmente durante las horas centrales. Los precios próximos a cero entre el mediodía y las 16:00 contrastan con las cotizaciones superiores a 190 €/MWh registradas durante la tarde. La tercera es que España y Portugal mantienen una convergencia completa de precios, mientras que la diferencia respecto a Francia vuelve a ser considerable. El mercado español presenta un precio medio aproximadamente 90 €/MWh inferior al francés.

La cuarta es que los futuros eléctricos mantienen una evolución mucho más estable. El contrato de diciembre apenas retrocede hasta los 159,25 €/MWh y los productos trimestrales y anuales no reproducen el desplome del mercado diario. La quinta es que el gas natural se encarece ligeramente y alcanza los 86,39 €/MWh, reforzando la divergencia entre ambos mercados.

Finalmente, la meteorología vuelve a desempeñar un papel destacado. El episodio asociado a las borrascas Bruna y Charles coincide con una elevada disponibilidad de recurso eólico, aunque todavía resulta necesario contrastar la producción real del jueves para determinar su contribución al descenso del precio.

La principal conclusión de este jueves es que el mercado eléctrico español experimenta una fuerte corrección en un contexto de temporal atlántico, con precios prácticamente nulos durante varias horas, mientras que el gas natural y los contratos eléctricos a plazo muestran una evolución mucho más contenida.

La evolución del viernes permitirá comprobar si la reducción del precio eléctrico se mantiene una vez que las borrascas comiencen a perder intensidad o si el mercado vuelve a registrar un encarecimiento. El seguimiento de la generación eólica, las aportaciones hidráulicas y la demanda eléctrica será especialmente relevante para interpretar los próximos movimientos.

Fuentes oficiales: OMIE · Grupo OMI y futuros OMIP · MIBGAS · AEMET · Red Eléctrica.