Hay gráficos que merece la pena mirar dos veces.
El que acompaña este artículo muestra que el gas y la electricidad han vuelto a niveles que recuerdan peligrosamente al segundo semestre de 2022, precisamente cuando Europa empezó a desplegar intervenciones extraordinarias: minoración de ingresos inframarginales, excepción ibérica, ayudas al consumidor...
Cuatro años después estamos otra vez hablando de gas a 70–80 €/MWh.
Y no es sólo una impresión.
Los precios europeos del gas se han más que duplicado durante 2026 y se sitúan actualmente alrededor de 73 €/MWh. La curva española continúa descontando precios muy elevados durante el invierno: OMIP marcaba el 2 de octubre aproximadamente 74,5 €/MWh para diciembre y 74,4 €/MWh para enero. Reuters
La electricidad ya está reaccionando.
Este domingo 4 de octubre, en España, el mercado diario ha alcanzado una media de 171,85 €/MWh, con un mínimo de 70,69 €/MWh y un máximo de nada menos que 245,07 €/MWh. Más de 174 €/MWh de diferencia dentro del mismo día. Omie
Ese último dato debería interesar mucho al sector del almacenamiento.
El problema vuelve a ser el gas
Europa llega al invierno en una situación bastante distinta de la de hace sólo unos meses.
Los almacenamientos están por debajo de sus niveles habituales y Alemania, el mayor consumidor europeo, entra en la temporada con apenas un 57% de llenado, un mínimo histórico para estas fechas. Eso no significa que Europa vaya a quedarse sin gas: el sistema de suministro es hoy mucho más diversificado que en 2022 y Noruega, que actualmente aporta aproximadamente el 30% del consumo de la UE y Reino Unido, asegura estar preparada para suministrar elevados volúmenes durante el invierno. Reuters
Pero el margen de seguridad es menor.
Y sobre él aparece el gran elemento imprevisible de 2026: Ormuz.
El tráfico energético por el estrecho continúa severamente restringido. En septiembre aumentaron las salidas de GNL respecto a meses anteriores —19 cargamentos según S&P Global Energy y 21 según Kpler—, algunos incluso realizando tránsitos con sus sistemas AIS desconectados. Pero estamos todavía muy lejos de una normalización del corredor que antes transportaba alrededor del 20% del petróleo y GNL mundial. Reuters
Además, QatarEnergy continúa declarando fuerza mayor en determinados contratos de GNL y la crisis incluso amenaza con retrasar parte de la expansión del gigantesco North Field. Reuters
Europa, por tanto, vuelve a competir con Asia por una mercancía escasa.
Y el invierno todavía no ha empezado.
¿Volvemos entonces a intervenir el mercado?
Es inevitable que aparezca la comparación con 2022.
Pero hay diferencias importantes.
El consumidor doméstico regulado está hoy parcialmente protegido contra la volatilidad diaria. Desde 2026 el PVPC incorpora un 55% de referencias de mercados a plazo y un 45% del mercado diario e intradiario. No elimina las subidas, pero suaviza su transmisión inmediata a la factura. BOE
También tenemos mucha más capacidad renovable.
Y algunas de las intervenciones de 2022 dejaron suficientes cicatrices como para pensárselo dos veces antes de repetirlas.
La excepción ibérica consiguió desacoplar parcialmente electricidad y gas y fue útil en un momento extraordinario. Pero también distorsionó coberturas, alteró señales del mercado y generó efectos secundarios.
Repetir ahora aquella solución requeriría además un nuevo encaje regulatorio europeo.
Pero, sobre todo, estaríamos intentando solucionar en 2026 un problema energético utilizando las herramientas de 2022.
Y el sistema eléctrico ha cambiado.
La curva futura tampoco dice todavía 200 €/MWh
Conviene aquí introducir un matiz importante.
Los 200 €/MWh de electricidad durante este invierno son perfectamente plausibles bajo un escenario de estrés —invierno frío, poca eólica y problemas adicionales de suministro de GNL—, pero no constituyen actualmente el escenario central del mercado.
A 2 de octubre, OMIP situaba aproximadamente:
- Noviembre 2026: 145,1 €/MWh.
- Q1 2027: 121 €/MWh.
- Año 2027: 93,4 €/MWh. Omip
El mercado está caro.
Muy caro.
Pero todavía no está descontando una repetición completa de 2022.
Precisamente ahí se encuentra la oportunidad.
En 2022 teníamos un problema. En 2026 tenemos una herramienta nueva
España dispone hoy de mucha más fotovoltaica.
Eso nos protege durante determinadas horas, especialmente en primavera y verano.
Pero hay un problema conocido: el sol no coincide necesariamente con las horas en las que necesitamos más energía.
Durante una tarde de invierno la producción fotovoltaica desaparece justo cuando aumenta la demanda. Si no hay suficiente hidráulica, eólica o almacenamiento, entran los ciclos combinados.
Y cuando el gas cuesta 75 €/MWh, esas horas salen caras.
Aquí aparece BESS.
Una batería no puede sustituir los almacenamientos estratégicos europeos de gas. Tampoco puede resolver una crisis energética estacional.
Pero puede hacer algo extraordinariamente importante:
reducir el número de horas en las que necesitamos quemar gas para cubrir la punta de demanda.
Almacenar electricidad solar o eólica barata y desplazarla hacia las horas caras permite reducir rampas, desplazar generación térmica marginal, absorber excedentes renovables, proporcionar servicios de ajuste y aumentar la resiliencia del sistema.
Y los precios actuales empiezan a explicar perfectamente su valor económico.
Hoy hemos tenido electricidad a 70,69 €/MWh y electricidad a 245,07 €/MWh dentro del mismo día. Omie
Un spread superior a 174 €/MWh.
Eso es prácticamente una clase magistral de por qué un sistema con una penetración renovable creciente necesita almacenamiento.
Quizá estamos formulando mal la pregunta
Cada vez que sube el gas preguntamos:
¿Cómo impedimos que el gas sea tan caro?
Pero España tiene una segunda pregunta mucho más interesante:
¿Cómo conseguimos que el gas deje de determinar tantas horas el precio de nuestra electricidad?
Ahí cambian completamente las soluciones.
Más renovables.
Más interconexiones.
Gestión flexible de demanda.
Almacenamiento térmico.
Vehículo eléctrico inteligente.
Y, sobre todo, BESS a escala residencial, comercial, industrial y utility-scale.
Porque construir un sistema eléctrico capaz de almacenar energía cuando sobra y utilizarla cuando escasea es una intervención estructural.
No una intervención administrativa.
El mejor “tope al gas” puede ser necesitar menos gas
Europa probablemente tendrá que convivir este invierno con precios energéticos elevados.
Si además tenemos frío, poca generación eólica o una nueva interrupción del suministro de GNL, veremos episodios mucho más duros.
Pero repetir automáticamente las soluciones regulatorias de 2022 sería perder de vista cuánto ha cambiado el sistema.
La crisis anterior se gestionó principalmente intentando controlar el precio.
La siguiente debería afrontarse intentando reducir nuestra exposición al combustible que provoca ese precio.
Y ahí el almacenamiento deja de ser simplemente una tecnología asociada a las renovables.
Se convierte en infraestructura de seguridad energética.
Quizá ésa sea la verdadera lección de 2026:
No podemos controlar Ormuz.No podemos controlar el invierno.No podemos controlar el precio internacional del GNL.Pero sí podemos controlar cuántas horas necesitamos gas para mantener encendido nuestro sistema eléctrico.
Y para eso, esta vez, tenemos baterías.
