Un pico desde 2022, construido sobre el gas

El precio medio day-ahead del mercado francés se situó en 166 €/MWh en octubre de 2026, frente a los 143 €/MWh de septiembre, lo que supone un avance de alrededor del 16 % en un mes. Es el nivel más alto desde la crisis de 2022. La diferencia media diaria entre la hora más cara y la más barata se dispara hasta los 179 €/MWh, señal de que la subida del nivel medio viene acompañada de una dispersión intradía considerable.

El gas marca el ritmo

El motor principal es el gas natural. El TTF rozó los 100 €/MWh a finales de octubre, casi tres veces su nivel de comienzos de año. Dos factores alimentan esta tensión: unos suministros de GNL catarí todavía perturbados y unos stocks europeos en torno al 75 %, frente a una media cercana al 86 % en esta época. Con el invierno a las puertas, la competencia asiática por los cargamentos de gas licuado añade una presión adicional.

El mecanismo de transmisión es clásico. En los países donde el gas ocupa un lugar importante en el mix y fija con frecuencia el precio marginal, como Alemania, Italia y el Reino Unido, cualquier encarecimiento del combustible se traslada directamente al precio de la electricidad.

Un escudo francés que se adelgaza

Francia no es, en principio, la más expuesta a este mecanismo, gracias a su parque bajo en carbono. Sin embargo, ese parque ha retrocedido. Respecto a octubre de 2025, la disponibilidad de la nuclear es inferior en 3,8 GW y la de la hidráulica en 1,6 GW, lo que supone 5,4 GW menos de capacidad baja en carbono. La sequía es la causa principal: la central de Chooz permaneció parada buena parte del mes debido al bajo caudal del Mosa. A ello se suma la parada de Flamanville 3, en visita completa desde finales de septiembre e indisponible durante todo el invierno.

La producción a partir de gas solo compensa en parte esa carencia, con un aumento de 0,7 GW. El saldo exportador francés, diferencia entre producción y consumo, pasa de 11,6 a 7,6 GW, lo que representa un descenso de alrededor de un tercio. La consecuencia es directa: las interconexiones con los vecinos se saturan con menos frecuencia y los precios franceses se alinean más con los de Alemania, Italia y el Reino Unido. El país pierde así parte de su capacidad para desacoplar su precio del del gas.

Lo que muestran los precios y los flujos en los países vecinos

Los datos abiertos del 30 de octubre confirman un nivel de precios elevado fuera de Francia. El day-ahead alcanza los 250,85 €/MWh en la República Checa, los 254,14 €/MWh en Suiza, los 250,56 €/MWh en la zona danesa DK-1 y los 211,19 €/MWh en Portugal. Estos valores, referidos a un solo día, equivalen aproximadamente a una vez y media la media mensual francesa: la comparación es indicativa, no rigurosa, pero ilustra un entorno regional tenso.

La zona finlandesa constituye la excepción, con 77,51 €/MWh, lo que recuerda que la subida no es homogénea y que las condiciones locales de producción cuentan.

En cuanto al gas, los flujos físicos del 30 de octubre muestran una actividad intensa en la frontera germano-neerlandesa: el punto VIP TTF-THE-H registra 482,9 millones de kWh diarios en entrada y 180,8 millones en salida. El terminal de Emden, en el lado de Norpipe, presenta 402,5 millones de kWh diarios en entrada ese mismo día, y Tarvisio (AT-IT) 144,4 millones. Por el contrario, no se registra ningún flujo físico en Mallnow (PL-DE Yamal) ni en VIP Waidhaus (CZ-DE) durante esos dos días. Las cifras del 31 de octubre son notablemente más bajas (77,6 millones de kWh diarios en Emden en entrada); deben manejarse con prudencia, pues pueden reflejar un dato incompleto más que un verdadero retroceso, máxime cuando la entrada de Zevenaar no está informada.

La eólica rompe los precios, el almacenamiento absorbe la volatilidad

El panorama no es unidireccional. Cada vez que la producción eólica superó los 11 GW aproximadamente en octubre, en particular del 8 al 10 y del 21 al 25, los precios cayeron a cero o casi cero durante varias horas. Los precios suelen ser elevados por la mañana y por la noche, y más bajos por la tarde: el sistema oscila entre la escasez de gas y la abundancia eólica.

Esta amplitud beneficia a las baterías, que compran barato y revenden caro. Desde comienzos de año, el spread medio alcanza los 146 €/MWh, un 51 % más que en 2025, esto es, cerca de tres veces el coste actualizado del almacenamiento, estimado en torno a los 50 €/MWh. En diez meses, los ingresos de una batería que solo hace arbitraje spot superan ya en un 50 % los de todo el año 2025 y se han duplicado respecto a 2024. El efecto es mecánico: cuanto más crece la diferencia entre horas caras y horas valle, más se amplía el margen de arbitraje.

Los límites de la lectura

Conviene hacer varias salvedades. Las comparaciones entre la media mensual francesa y los precios de un día en otras zonas siguen siendo aproximadas. Las series de precios de materias primas y de expectativas de inflación mencionadas en el dossier de análisis no son explotables aquí, a falta de datos facilitados: el nivel del TTF se basa, por tanto, en un solo orden de magnitud. Por último, parte de los factores es coyuntural: las paradas ligadas a las condiciones climáticas se han levantado, aunque el parque nuclear debería seguir menos disponible que el invierno anterior, y Flamanville 3 permanecerá indisponible. Quedan además dos meses por delante para establecer el balance anual de los ingresos del almacenamiento.

Lo que hay que retener

Los hechos disponibles sostienen una lectura clara: la tensión gasística europea, alimentada por el GNL perturbado y unos stocks once puntos por debajo de lo normal, se ha transmitido a la electricidad, y Francia, debilitada por la sequía y por la parada de Flamanville 3, ha podido protegerse menos. Ello no permite prever la trayectoria del invierno, que dependerá de la disponibilidad del GNL, del llenado de los stocks y del regreso de las capacidades bajas en carbono. Sí está establecido, en cambio, que la volatilidad se ha convertido, para el almacenamiento, en un filón de ingresos.

Este artículo ha sido redactado con la ayuda de la inteligencia artificial y verificado por nuestro equipo editorial.