La subida de los mercados de futuros está encareciendo las ofertas a precio fijo. Analizamos porque muchas empresas con consumo diurno están optando por contratos indexados pass-through.
Los precios fijos se han encarecido significativamente en los últimos meses
La razón es sencilla: las comercializadoras calculan sus ofertas utilizando los mercados de futuros de electricidad y gas, que han subido de forma significativa debido a la guerra en Oriente Medio.
Cuando los futuros suben, los precios fijos también suben.
Hasta febrero el mercado del gas a un mes vista oscilaba sobre los 30€/MWh.
Desde el recrudecimiento de las tensiones en Oriente Medio y el conflicto entre Israel e Irán, el precio del gas ha aumentado significativamente, estabilizándose entre los 45 y 50 €/MWh.
Los precios fijos se calculan utilizando expectativas para los próximos 12 meses. Si los futuros suben, las ofertas fijas también suben.
Las horas en las que trabajan muchas empresas son hoy las más baratas del mercado
En 2026 el precio medio entre las 8:00 y las 19:00 horas es un 39% inferiora a la media global del mercado.
Una empresa que consuma principalmente en las horas diurnas, puede ahorrar mucho dinero contratando un indexado que sea función del mercado cuarto horario.
En el siguiente gráfico podrá comprobar la media de cada hora del día, la média global de todas las horas y la media de los precios entre las 8 y las 19 horas.
En lo que llevamos de 2026 vemos que:
- la media del mercado es de 46 €/MWh
- la media entre las 08h y las 19h es de 28 €/MWh
- el apuntamiento es favorable de -18€/MWh si se consume durante este periodo
- la media de 08h a 19h es un 40% inferior a la media global
Con un contrato indexado pass-through la empresa compra la energía al precio real de esas horas.
Con un precio fijo está pagando una media que incorpora también horas caras en las que apenas consume.
Una empresa que consuma 1 GWh anual durante las horas diurnas podría estar comprando energía aproximadamente 18 €/MWh más barata mediante un indexado pass-through que pagando la media del mercado.
Esto equivale a unos 18.000 € anuales de diferencia sobre el término de energía
Cada año, el apuntamiento es más favorable a las empresas con consumo diurno:
Para establecer un precio fijo, las comercializadoras consideran los precios de todas las 24 horas del día. El precio fijo compra una media. El indexado compra su perfil real de consumo
Por qué las horas solares son tan baratas
El mercado eléctrico es marginalista. En cada hora del día, las distintas tecnologías de generación (solar, eólica, nuclear, hidráulica, ciclos combinados, etc.) presentan ofertas para vender su energía. Las ofertas se ordenan de menor a mayor precio hasta cubrir toda la demanda prevista. La última oferta necesaria para satisfacer la demanda fija el precio de mercado, y ese precio es el que cobran todas las tecnologías que han resultado casadas.
En un mercado marginalista, no es el coste medio de generación lo que determina el precio de la electricidad, sino la tecnología más cara que resulta necesaria para cubrir la demanda en cada cuarto de hora.
Cuando la producción fotovoltaica es abundante durante las horas centrales del día, las tecnologías caras participan menos en la casación y los precios tienden a reducirse significativamente.
Durante las horas centrales del día la mayor parte de la energía procede de:
- Fotovoltaica
- Nuclear
- Hidráulica
- Eólica
Que son tecnologías con costes variables muy bajos, por lo que ofertan a precios cercanos a cero.
Por ello, el peso del gas en la formación del precio se reduce significativamente respecto a las horas punta.
En el siguiente gráfico se observa las tecnologías que estaban generando a lo largo del día 26 de mayo.
Actualmente hay un exceso de fotovoltaica instalada, el sistema no puede absorber toda la energía que se podría generar y el exceso de oferta está presionando el mercado a la baja.
El los últimos 4 años el parque fotovoltaico se ha multiplicado por 2,45
El miedo al indexado tiene nombre: 2022
La crisis energética de 2022 dejó una huella profunda en muchos consumidores. Desde entonces, numerosas empresas han evitado los contratos indexados pass-through por temor a volver a sufrir incrementos bruscos en el coste de la electricidad.
En conjunto, el sistema energético europeo y español es hoy más diversificado, más resiliente y dispone de una mayor capacidad de generación renovable que durante la crisis de 2022
Sin embargo, conviene recordar que aquella situación fue consecuencia de una combinación excepcional de factores:
Dependencia del gas ruso y falta de infraestructuras alternativas:
En aquel momento, gran parte del suministro de gas de Alemania y de otros países del centro de Europa dependía únicamente de los gasoductos procedentes de Rusia. La interrupción de estos flujos provocó una situación de gran incertidumbre y una fuerte escalada de los precios del gas.
Además, Alemania no disponía entonces de terminales propias de regasificación de gas natural licuado (GNL), lo que limitaba significativamente su capacidad para sustituir el gas recibido por gasoducto mediante importaciones marítimas.
La situación ha cambiado de forma sustancial. En 2026, Alemania cuenta ya con cuatro terminales de regasificación operativas y una quinta en desarrollo. Paralelamente, los Países Bajos han ampliado su capacidad de importación de GNL. Gracias a estas infraestructuras, Europa puede abastecerse de gas procedente de múltiples regiones del mundo, reduciendo notablemente su dependencia de una única fuente de suministro.
Menor disponibilidad nuclear en Francia:
Durante la crisis energética, una parte significativa de los reactores permaneció fuera de servicio debido a inspecciones y trabajos de mantenimiento extraordinarios, reduciendo la capacidad de generación disponible en uno de los principales exportadores de electricidad de Europa. Actualmente, la producción nuclear francesa ha recuperado niveles próximos a la normalidad, aportando una mayor estabilidad y seguridad al sistema eléctrico europeo.
Mayor capacidad renovable
La potencia fotovoltaica instalada en España ha experimentado un crecimiento extraordinario desde entonces. En 2026, la capacidad fotovoltaica es aproximadamente un 150% superior a la existente en 2022. Esta mayor producción renovable ejerce una presión estructural a la baja sobre los precios, especialmente durante las horas centrales del día.
Mayor disponibilidad de recursos hidroeléctricos:
También la situación hidrológica es hoy más favorable. El 1 de febrero de 2022 las reservas energéticas hidroeléctricas disponibles en España se situaban en torno a 8.987 GWh. El 8 de junio de 2026 alcanzan aproximadamente 18.158 GWh, más del doble. Esta mayor disponibilidad de energía hidráulica proporciona una capacidad adicional de generación de bajo coste y contribuye a reforzar la seguridad de suministro.
Mecanismos de protección ya probados
Durante la crisis energética se puso en marcha el denominado mecanismo ibérico de limitación del precio del gas, que contribuyó a moderar el impacto de los ciclos combinados sobre el precio mayorista de la electricidad. A diferencia de lo ocurrido en 2022, hoy se dispone de una experiencia práctica y de mecanismos regulatorios ya diseñados que podrían volver a activarse con rapidez si las circunstancias lo requirieran.
Conclusión
La pregunta no es si el mercado puede volver a subir
La pregunta es si tiene sentido pagar hoy un precio fijo construido sobre escenarios de riesgo futuros cuando el consumo de la empresa se concentra precisamente en las horas donde la electricidad es más abundante y barata.
El crecimiento de la generación fotovoltaica está creando una ventaja competitiva para los consumidores diurnos. Un contrato indexado pass-through permite capturar directamente ese valor.
El indexado pass-through permite capturar directamente el valor que están generando las energías renovables en el mercado eléctrico español.
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