Un continente, varios mercados: la fractura de los precios mayoristas La fotografía de los precios day-ahead del 2 de octubre de 2026 desmiente la idea de un mercado europeo de la electricidad unifica

Un continente, varios mercados: la fractura de los precios mayoristas

La fotografía de los precios day-ahead del 2 de octubre de 2026 desmiente la idea de un mercado europeo de la electricidad unificado. En la cúspide, la zona Italia-Norte alcanza los 180,95 €/MWh. En el extremo opuesto, Finlandia se intercambia a 26,18 €/MWh. La diferencia supera los 154 €/MWh entre dos zonas que, sin embargo, están integradas en el mismo mecanismo de acoplamiento. Las capacidades de interconexión ya no bastan para nivelar las tensiones locales.

Entre ambos polos se dibuja una amplia meseta continental en torno a los 165-175 €/MWh. España cotiza a 174,92 €/MWh, Francia a 172,52 €/MWh, Bélgica a 171,91 €/MWh y los Países Bajos a 170,63 €/MWh. Les siguen Suiza a 168,43 €/MWh, Dinamarca occidental (DK-1) a 167,91 €/MWh y la zona Alemania-Luxemburgo a 165,13 €/MWh. Francia se paga, por tanto, unos 7,4 €/MWh más cara que su vecino alemán. Esta diferencia modesta confirma la fuerte convergencia del corazón de Europa occidental, eso sí, a un nivel de precios elevado.

La península ibérica, desincronizada

El caso ibérico merece atención. España y Portugal comparten habitualmente un precio casi idéntico. El 2 de octubre, sin embargo, Portugal cotiza a 166,60 €/MWh, más de 8 €/MWh por debajo de su vecino. Una divergencia así señala restricciones de tránsito o un desequilibrio puntual de producción. Para los industriales electrointensivos, este tipo de diferencias debilita las estrategias de aprovisionamiento basadas en la hipótesis de un mercado ibérico homogéneo.

Europa central, ligeramente por detrás

Polonia (156,57 €/MWh), Chequia (156,29 €/MWh) y Austria (151,53 €/MWh) forman un segundo bloque, unos quince euros por debajo de Europa occidental. Este diferencial no traduce, sin embargo, una comodidad duradera. Estos mercados siguen dependiendo de flujos de gas cuya configuración ha cambiado profundamente, como muestran los datos de transporte.

El Norte, depósito de estabilidad

Escandinavia concentra los precios más bajos. Además de Finlandia, la zona sueca SE-3 se sitúa en 53,38 €/MWh. La zona noruega NO-1 registra, en cambio, 128,75 €/MWh, más de 75 €/MWh por encima de Suecia central. El Norte no es, por tanto, un bloque homogéneo. La parte más conectada al continente, a través del sureste de Noruega y Dinamarca, ya importa una parte de la tensión continental.

Esta porosidad es una señal estratégica. Los recursos nórdicos, con la hidroelectricidad a la cabeza, sirven cada vez más de amortiguador al sistema europeo. Cuanto más se recurre a ellos, más convergen sus precios con los del continente.

El gas: rutas históricas ahora mudas

Los flujos físicos de gas del 2 y 3 de octubre completan este diagnóstico. Varios puntos de entrada que estructuraban el aprovisionamiento de Europa central registran un flujo nulo en ambos sentidos. Es el caso de Mallnow, en el corredor Yamal entre Polonia y Alemania, y del punto VIP Waidhaus, en la frontera checo-alemana. También es el caso de Baumgarten, histórico hub austriaco, y de su interconexión TAG con Eslovaquia. Estas infraestructuras, durante mucho tiempo en el centro de los intercambios este-oeste, son hoy activos durmientes.

Noruega como pivote

El relevo llega del norte. En la terminal de Emden, punto de llegada del Norpipe entre Noruega y Alemania, la entrada alcanza unos 96,8 millones de kWh el 3 de octubre, sin ningún flujo en sentido inverso. Este corredor unidireccional se ha convertido en una de las columnas vertebrales del aprovisionamiento alemán. Expone, no obstante, al sistema a un riesgo de concentración: cualquier mantenimiento o incidente en estas infraestructuras se repercutiría de inmediato en los precios continentales.

El nudo neerlandés y la volatilidad austriaca

El punto VIP TTF-THE-H, que conecta los mercados neerlandés y alemán en gas de alto poder calorífico, registra volúmenes considerables el 2 de octubre. Por él pasan unos 393,7 millones de kWh en entrada y 181,2 millones en salida, es decir, un saldo de aproximadamente 212,6 millones en el sentido de la entrada. En Zevenaar, otra interconexión entre los Países Bajos y Alemania, el flujo de salida asciende a unos 30,8 millones de kWh. Los datos de entrada están ausentes en las dos jornadas observadas.

El movimiento más llamativo afecta a Oberkappel, entre Austria y Alemania. El flujo de salida pasa allí de unos 115,1 millones de kWh el 2 de octubre a 33,8 millones el 3 de octubre, una caída de alrededor del 70 % en veinticuatro horas. No se registra ningún flujo de entrada. Una variación de esta magnitud en un punto de tránsito ilustra la reactividad, y la nerviosidad, de los operadores ante los arbitrajes de precios entre zonas.

Más al sur, Tarvisio, en el gasoducto TAG entre Austria e Italia, registra una entrada de unos 7,8 millones de kWh el 3 de octubre. Este volumen sigue siendo modesto en relación con las necesidades del norte de Italia, la zona donde la electricidad es más cara de Europa ese día.

Italia del Norte: flexibilidad bajo tensión

La zona Italia-Norte concentra varios indicadores reveladores. La producción correspondiente a la categoría B25 alcanza allí los 5 924,75 MW el 2 de octubre. Las centrales hidráulicas de bombeo-turbinación producen 4 846 MW. Este recurso masivo a los medios de flexibilidad acompaña un precio mayorista récord. El sistema italiano moviliza sus reservas de almacenamiento para compensar un aprovisionamiento gasista restringido. Esta estrategia costosa no puede prolongarse indefinidamente.

En Francia, la eólica marina inyecta 2 583,32 MW el mismo día. El sector gana potencia, pero esta contribución no basta para descolgar el precio francés de la meseta continental.

Más allá de Europa: la incertidumbre política sobre las materias primas

La volatilidad energética europea se inscribe en un entorno internacional cargado. Brasil votó el 4 de octubre de 2026 en la primera vuelta de sus elecciones presidenciales. El presidente saliente, Luiz Inácio Lula da Silva, de 80 años, se enfrenta en ellas a Flávio Bolsonaro, de 45 años, hijo del expresidente Jair Bolsonaro. Este último cumple una pena de 27 años por haber orquestado un intento de golpe de Estado. Los sondeos no despejan ningún favorito claro para una eventual segunda vuelta, prevista para el 25 de octubre, y el vencedor tomará posesión el 5 de enero de 2027.

Para los mercados de materias primas, lo que está en juego no es baladí. Los dos primeros mandatos de Lula, entre 2003 y 2011, se habían asociado a un crecimiento impulsado por las materias primas. El estado clave del escrutinio, Minas Gerais, es una vasta región minera y agrícola de 21 millones de habitantes, más extensa que Francia. En 2022, Lula se impuso allí por menos de 50 000 votos de ventaja. Un escrutinio tan ajustado alimenta la incertidumbre sobre la orientación futura de un proveedor importante de recursos.

Lo que hay que vigilar

Tres señales merecen un seguimiento estrecho. En primer lugar, la diferencia entre Italia del Norte y el resto del continente: si persiste, traducirá una fragilidad estructural del aprovisionamiento meridional. Después, la regularidad de los flujos noruegos en Emden, convertidos en ineludibles. Por último, las oscilaciones brutales en puntos de tránsito como Oberkappel, reveladoras de un mercado que arbitra con flujos tensos. El equilibrio europeo descansa ahora sobre un número reducido de corredores. Cada perturbación pesa, por tanto, más.

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