Septiembre de 2026 ha sido un mes de fuertes subidas en los mercados energéticos. La electricidad, el gas natural y el crudo se han encarecido a doble dígito respecto a agosto, y los futuros con entrega en 2027 han seguido la misma dirección. Para cualquier empresa con un consumo energético relevante, el contexto obliga a revisar la estrategia de compra y a valorar las herramientas que permiten rentabilizar la flexibilidad, como la próxima subasta del Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD).
Electricidad: el spot casi duplica la media del año
El precio medio del mercado spot se situó en septiembre en 143,25 €/MWh, un 21,2% más que en agosto y un 134,7% por encima de septiembre de 2025. Es una cifra que casi duplica la media acumulada de 2026, que se sitúa en 74,10 €/MWh, y que refleja hasta qué punto los meses de primavera, con precios muy bajos, han quedado atrás.
Los servicios de ajuste cerraron el mes con una media de 24,70 €/MWh, un 44,8% más que los 17,06 €/MWh de agosto. Es el tercer registro más alto de los últimos doce meses, solo por detrás de marzo (27,83 €/MWh) y febrero (24,77 €/MWh), y un coste que muchas empresas pasan por alto al analizar su factura.
En el mercado de futuros de OMIP los encarecimientos fueron generalizados en los contratos de 2027. El Q1-2027 subió un 11,3% hasta los 118,22 €/MWh, el Q2-2027 un 20,9% hasta los 60,75 €/MWh y el Q3-2027 un 15,9% hasta los 90,71 €/MWh. El Year 2027 se encareció un 17,2% hasta los 91,37 €/MWh, mientras que el Year 2028 apenas avanzó un 3,0%, hasta los 60,50 €/MWh. El repunte se ha concentrado, por tanto, en los vencimientos más cercanos, y la diferencia de más de 30 €/MWh entre 2027 y 2028 es un dato a tener muy en cuenta al plantear coberturas a varios años.
La demanda peninsular se situó en 20.581,91 GWh, un 4,3% menos que en agosto. Conviene matizar esta caída: septiembre tiene un día menos, y en términos de media diaria el descenso se queda en torno al 1%. Las renovables aportaron el 50,8% del mix de generación (52,9% en agosto), con la solar fotovoltaica como primera tecnología, con un 26,2% del total. El ciclo combinado mantuvo un peso relevante, en torno a una quinta parte de la generación, lo que explica en buena medida la transmisión del precio del gas al precio eléctrico.
Gas natural: subidas en los hubs y curva en backwardation
Los precios spot de los hubs registraron fuertes subidas. MIBGAS cerró septiembre con una media de 77,13 €/MWh, un 24,8% más que en agosto, y el TTF en 75,46 €/MWh, un 22,8% más. Los máximos del mes se situaron en 85,30 €/MWh en MIBGAS y 84,05 €/MWh en TTF, y los mínimos en 69,78 y 66,29 €/MWh, respectivamente.
Los futuros también se encarecieron, aunque en menor medida que el spot. El Q1-2027 cotiza en 70,50 €/MWh en MIBGAS y 70,90 €/MWh en TTF, en torno a un 6,3% más que el mes anterior. El Q2-2027 se sitúa en 54,70 y 54,99 €/MWh (+15,4% y +14,0%), el Q3-2027 en 50,88 y 51,33 €/MWh (+14,7% y +15,3%) y el Year 2027 en 56,39 y 56,82 €/MWh (+11,9% y +11,4%).
El resultado es una curva en backwardation muy pronunciada: el mercado paga hoy bastante más por el gas inmediato que por el gas de 2027. Hay además un matiz interesante para las empresas españolas: en el spot, MIBGAS cotiza por encima del TTF, pero en los futuros la relación se invierte y el hub ibérico queda ligeramente por debajo del holandés.
El barril de Brent cerró en 98,87 $/bbl, un 13,8% más que en agosto, con un rango mensual entre 94,36 y 106,88 $/bbl. Su curva de futuros también es descendente, desde los 93,03 $/bbl del Q1-2027 hasta los 87,07 $/bbl del Year 2027. El tipo de cambio se situó en 1,1515 $/€, un 0,65% menos que en agosto; un euro algo más débil encarece ligeramente el crudo para los compradores europeos.
Los almacenamientos europeos continúan su proceso de llenado de cara al invierno, aunque siguen por debajo de los niveles alcanzados en los ciclos anteriores, un factor que sostiene la prima de riesgo en los contratos de los próximos meses.
CO2: el EUA sube con más moderación
El precio medio de los derechos de emisión (EUA) se situó en septiembre en 85,04 €/t, un 4,2% por encima de los 81,59 €/t de agosto, con un rango mensual entre 82,48 y 87,43 €/t. La cotización mantiene la tendencia alcista de los últimos meses y se sitúa en la parte alta de su rango reciente.
En comparación con septiembre de 2025, la revalorización del EUA ha sido mucho más contenida que la del gas y la del crudo. Las últimas subastas, celebradas entre el 21 y el 25 de septiembre, se adjudicaron entre 85,50 y 86,41 €/t.
Próxima subasta SRAD: primer semestre de 2027
Red Eléctrica convocará próximamente la subasta del Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) para el periodo del 1 de enero al 30 de junio de 2027. La convocatoria oficial todavía no se ha publicado, pero el calendario de las dos últimas subastas (28 de noviembre de 2025 y 28 de mayo de 2026) apunta a finales de noviembre, así que el momento de valorar la participación es ahora.
El SRAD retribuye la disponibilidad para reducir consumo, se active o no el servicio. En la última subasta se asignaron 1.775 MW a 42,62 € por MW y hora de disponibilidad. Teniendo en cuenta las franjas en las que se exige esa disponibilidad (de lunes a viernes de 8:00 a 24:00, y fines de semana y festivos de 22:00 a 23:59), el ingreso supera los 90.000 € por MW adjudicado en el semestre. Además, cada activación se abona al precio de la regulación terciaria.
Pueden participar consumidores con capacidad de reducción desde 1 MW, de forma individual o agregando instalaciones. Es una oportunidad para rentabilizar la flexibilidad del proceso productivo, pero conlleva compromisos: habilitación previa, disponibilidad en las franjas establecidas, activaciones de hasta dos horas con un preaviso mínimo de 12,5 minutos y penalizaciones por incumplimiento. El precio, además, cambia de una subasta a otra: en la anterior se pagaron 65 € por MW y hora, lo que supone una caída del 34% en la última, y la adjudicación no está garantizada.
Qué implica este escenario para las empresas
Con el spot eléctrico en máximos del año y una curva de gas en backwardation, la decisión de cuándo y cuánto cubrir para 2027 gana peso. No hay una respuesta única: depende del perfil de consumo, de la tolerancia al riesgo y de la capacidad de cada empresa para desplazar o reducir carga. Lo que sí es claro es que conocer bien el propio consumo es la base para negociar mejor y para valorar servicios como el SRAD. Herramientas de monitorización como LuzIA y una auditoría energética bien planteada permiten identificar qué cargas son realmente flexibles y cuánto cuesta cada hora de proceso.
Desde iGEX analizamos con cada cliente si su proceso admite esta flexibilidad, estimamos el ingreso potencial y le acompañamos en la habilitación y en la estrategia de oferta antes de la subasta. Si quieres valorar tu caso, contacta con nuestro equipo.
