La factura de la luz este invierno podría ser hasta un 45% más baja gracias a la estabilidad del gas y al auge de la energía eólica

Las previsiones energéticas apuntan a una reducción histórica en la factura eléctrica impulsada por la estabilidad del gas y el comportamiento del mercado, con una caída de hasta el 45% según el análisis de Tempos Energía.

La factura eléctrica del invierno 2025-2026 podría registrar una bajada histórica respecto al invierno anterior. Según las previsiones del mercado energético, la combinación de un gas estable en mínimos, una fuerte producción eólica y un comportamiento favorable de los futuros eléctricos sitúa el escenario más optimista en torno a 60-65 euros/MWh para el mes de enero, lo que equivaldría a una reducción de hasta el 45% respecto a 2024. Incluso en un escenario de tensión del mercado gasístico, el precio de la luz se situaría entre 80 y 85 euros/MWh, valores que supondrían una caída de entre el 12% y el 22% en comparación con el último invierno.

El análisis señala que Europa ha comenzado la temporada fría con un mercado gasista en mínimos no registrados desde hace 15 meses. El TTF se mantiene en la franja de los 30-31 euros/MWh, favorecido por temperaturas inusualmente suaves y por un incremento del 38% en la llegada de cargamentos de Gas Natural Licuado. A ello se suma la baja tracción de la demanda asiática, especialmente de China, que continúa sin absorber cargamento, lo que mantiene a Europa en una posición de seguridad de suministro.

Las reservas gasísticas se sitúan en torno al 82%, diez puntos por debajo de los niveles del año anterior, pero aún representan un respaldo relevante. Mientras tanto, Noruega se mantiene como principal proveedor con entre 329 y 342 millardos de metros cúbicos. En paralelo, el precio del CO₂ se mantiene estable entre los 81 y 82 euros por tonelada, consolidando un suelo de costes para la electricidad.

A nivel de previsiones para 2026, los escenarios dibujan un precio medio de la luz de 64,55 euros/MWh para el primer trimestre y de 40,25 euros/MWh para el segundo, apoyado en un gas entre 36 y 39 euros. El tercer trimestre se proyecta en 66,51 euros/MWh debido al riesgo estival, mientras que el último trimestre cerraría en una media de 71,76 euros/MWh.

Durante noviembre, el mercado eléctrico ha experimentado una caída notable del pool, hasta los 49,34 euros/MWh. Esta cifra supone un 50% menos que hace un año y casi un 35% menos que en octubre. El comportamiento del mix energético explica el desplome: la energía eólica se ha situado como principal factor de abaratamiento al desplazar al gas en franjas horarias en las que tradicionalmente tenía protagonismo. Según el análisis, si se mantiene la producción eólica, el invierno podría situar la referencia eléctrica en una horquilla de entre 50 y 70 euros/MWh.

Pese al escenario favorable, los analistas advierten de que la estabilidad está condicionada a las temperaturas. En días fríos sin viento, el sistema volvería a recurrir a los ciclos combinados, situación que podría llevar al pool a moverse entre los 105 y los 120 euros/MWh. Para evitar la exposición a estos repuntes, el informe recomienda asegurar parte del consumo antes de que se produzcan episodios de frío seco.

En paralelo al análisis eléctrico, el mercado del Brent se mantiene en una franja baja. El crudo se sitúa en torno a los 61,88 dólares el barril, muy próximo al mínimo registrado en mayo (60,31 dólares). El exceso físico del mercado petrolero mantiene los precios débiles, impulsado por la devolución de producción por parte de la OPEP+, el aumento de bombeo en Estados Unidos —13,6 millones de barriles diarios— y la aportación creciente de países como Brasil y Guyana. La caída en la demanda china y la desinversión de los fondos financieros refuerzan el escenario de superávit.

Los analistas señalan que un escenario de tensión —con recortes disciplinados de la OPEP+, interrupciones en rutas estratégicas o un repunte industrial en China— podría llevar al Brent a los 75-80 dólares. En cambio, de confirmarse la sobreproducción prevista por la AIE y la OPEP+, el soporte podría situarse en una banda de 50-55 dólares por barril.

El panorama energético que se presenta combina un mercado eléctrico hundido y un Brent en exceso físico. Para los grandes consumidores, la clave estará en gestionar la volatilidad y blindarse ante episodios de frío sin viento que puedan disparar los precios eléctricos.