Factura de la luz  El precio del gas supera el tope de la solución ibérica con la nuclear de Almaraz semi apagada por los altos impuestos

Febrero de 2026 registró un precio históricamente bajo en el mercado mayorista de la luz. En un mes marcado por las borrascas que favorecieron la producción hidroeléctrica y eólica, el precio medio mayorista cayó hasta los 16,4 euros/MWh en el febrero más barato de toda la historia. Hasta aquí las buenas noticias, porque marzo no va por el mismo camino.

En los cinco primeros días de este mes, marcados por el ataque de EE.UU. a Irán y la rápida subida del gas, el precio medio ha repuntado hasta los 41,69 euros el MWh, en un rápido incremento, según los datos del Operador del Mercado Eléctrico (OMIE). Y este jueves escalará hasta los 90 euros /MWh, dado que la menor previsión de viento hará que se tenga que recurrir en mayor medida a la electricidad generada mediante ciclos combinados de gas.

El precio eléctrico mayorista sigue aún así muy lejos de los más de 540 euros que se alcanzaron en la media diaria en 2022, pero empieza a notar el rápido repunte del gas, un combustible fósil que, solo entre el 27 de febrero y el 3 de marzo, se ha disparado un 78 %, de acuerdo con Mibgas.

En negociación intradiaria, el gas se situó el 3 de marzo en los 53,54 euros, por encima del tope diario de 40 euros que se estableció en 2022 tras la rápida escalada de precios a raíz de la invasión rusa de Ucrania. Dicha excepción dejó de estar operativa en febrero de 2023 porque no se volvió a superar el umbral mínimo, y se desactivó oficialmente el 31 de diciembre de 2023.

Además, hay que sumar los costes y servicios de ajuste del sistema, en un momento en el que estos están disparados por las medidas activadas a raíz del apagón del pasado 28 de abril. Dichas medidas incluyen un mayor recurso a los ciclos combinados de gas

«Los servicios de ajuste van a volver a ser protagonistas tanto en marzo como en abril y mayo independientemente de la guerra», afirma Borja Osta, subdirector de Selectra. En algunos días, pueden llegar a alcanzar los cuatro céntimos por hora.

Para un usuario de tarifa PVPC, la tarifa de precio regulado que tienen contratada 8,4 millones de personas, el precio horario sumando dichos ajustes llegó a superar los 350 euros el MWh entre las 19 y las 21 horas de ayer miércoles, según cálculos del analista energético Miguel Ángel Fernández Ordoñez. De ellos, tan solo unos 200 son atribuibles al mercado, y el resto a ajustes y peajes.

Según cálculos de Selectra, los servicios de ajuste del sistema prácticamente duplicaron en febrero los costes atribuibles a esta partida en la factura. Implican, entre otras cosas, mantener centrales de ciclo combinado operativas y disponibles, aunque finalmente no entren en el mercado. Esa disponibilidad tiene un coste, que se traslada a los servicios de ajuste y, en consecuencia, impacta en la factura final.

Osta en cualquier caso no prevé la vuelta de la excepción ibérica, dado que el mecanismo se diseñó cuando los precios duplicaban a los actuales. Pero sí cuestiona que no se hayan aprovechado los bajos precios del gas en los últimos meses para volver a llenar los almacenamientos. «Normalmente se llenan en primavera y verano, pero creo q ha sido un error no haberlos ido reponiendo a medida q se han ido vaciando», afirma.

Antonio Aceituno, director general de Tempos Energía, circunscribe la subida del precio del gas a una situación coyuntural vinculada al ataque de EE.UU. a Irán. Pero no cree que vaya mucho más allá, puesto que «el conflicto no tiene mucho recorrido. Esto no es Ucrania y de hecho el gas ya está cayendo en la negociación de abril (los contratos de gas se negocian a mes vista)».

Según detalla Aceituno, prolongar el conflicto «no le conviene ni a Irán ni a EE.UU.», dado que entre otras cosas Trump afronta elecciones de mitad de mandato el próximo mes de noviembre. Por todo ello, el experto anticipa que el precio en el mercado mayorista cerrará con en media mensual instalado en los 35 euros el MWh, gracias también a que los embalses continúan por encima del 83 % y la potencia hidroeléctrica disponible está un 150 % por encima de la que se registraba el año pasado por estas fechas.

Los impuestos 'apagan' Almaraz

Se da además la circunstancia de que dos reactores nucleares, Almaraz II y Vandellós II, se encuentran en situación de parada. En el segundo caso, por una reparación de válvulas piloto; y en el de la central extremeña, por no resultar casada en el mercado eléctrico ni ser requerida por Red Eléctrica para garantizar el suministro. El reactor uno sí continúa operando con normalidad.

«La Central Nuclear de Almaraz tiene unos costes operativos muy competitivos, sin embargo, su viabilidad económica está seriamente comprometida por la inasumible carga impositiva, que supone más del 75 % de sus costes variables», trasladan desde la central.

Dicha carga impositiva se deja notar en una situación de mercado como la actual, dado que «debido a su alta fiscalidad en ocasiones como la presente (de elevada generación originada por la sucesión de borrascas) las nucleares quedan fuera del mercado eléctrico».

«Una central nuclear no puede arrancar en tres horas, sino que tiene una rampa de entrada de seis horas», detalla Borja Osta. Es decir, «o arranca todo el día o para todo el día», añade. Con menos nucleares, en días con menos sol o producción eólica «tiene que entrar el gas, y al precio que está hace que se encarezca la factura».