Cuando falta el sol, entra el gas

La electricidad que consumes la producen varias tecnologías a la vez, y el clima decide cuánto aporta cada una. En septiembre de 2026 la fotovoltaica fue la primera, con el 26,3 % de la generación, y el ciclo combinado de gas la segunda, con el 20,8 %. Detrás quedaron la nuclear (20,4 %), la eólica (14,1 %) y la hidráulica (6,9 %).

De dónde salió la electricidad en septiembre de 2026
Cuota de generación por tecnología, en porcentaje.
Datos: pv magazine España, 2 de octubre de 2026. No suman 100 porque no se muestran las demás tecnologías.

Una central de gas, a diferencia del sol, se enciende cuando hace falta. Por eso, el día en que el cielo está cubierto y la solar produce menos, la nuclear sigue a su ritmo, la eólica depende del viento y buena parte de lo que falta lo pone el gas. Un análisis de que.es de septiembre lo situaba así: España estaba quemando gas al ritmo más alto en cuatro años, con un combustible bastante más caro que en 2025.

Y eso se nota en el precio

El precio del mercado mayorista lo fija, hora a hora, la última central que hace falta encender, y cuando esa central es de gas lo marca el gas. Dos domingos lo enseñan. El 27 de septiembre, a mediodía, con solar de sobra, el megavatio hora costó cero. El domingo 4 de octubre, con aviso rojo de la Aemet por lluvias torrenciales en Barcelona y Girona, esa misma franja costó de media 85 euros. Y de las ocho de la tarde a medianoche, sin sol en ninguno de los dos días, superó los 160 euros.

Precio horario del mercado mayorista, dos domingos
España, 27 de septiembre y 4 de octubre de 2026. Media horaria en euros por megavatio hora.
0 50 100 150 200 250 €/MWh 00h 03h 06h 09h 12h 15h 18h 21h 4 oct, aviso rojo 27 sep 85 €/MWh 0 €/MWh 12 a 16 h
Domingo 27 de septiembre Domingo 4 de octubre, aviso rojo por lluvias
Datos: OMIE, mercado diario, precio marginal de España (fichero marginalpdbc). Media horaria calculada a partir de los valores cuartohorarios. Media del día: 113,7 €/MWh el 27 de septiembre y 171,8 el 4 de octubre. Dos domingos no son una estadística: son un ejemplo.
Ver los datos en tabla
Hora27 sep, €/MWh4 oct, €/MWh
00:00183,81204,73
01:00178,33195,34
02:00171,34191,35
03:00166,43187,23
04:00161,57189,46
05:00158,67178,98
06:00160,00181,26
07:00168,18188,62
08:00155,12195,72
09:0083,31185,38
10:0015,09156,71
11:000,22118,72
12:00-0,0190,67
13:00-0,0580,25
14:00-0,0177,77
15:00-0,0191,21
16:001,39132,75
17:0056,93163,66
18:00151,44209,62
19:00193,74233,97
20:00196,63229,92
21:00185,25217,00
22:00175,23213,87
23:00165,09210,16

No tenemos el desglose de generación de ese domingo, así que no afirmamos la causa: la mecánica es la de arriba y los precios son lo que son. Entre el 30 de septiembre y el 4 de octubre no hubo ni una hora por debajo de 10 euros; el 26, el 27 y el 29 de septiembre tuvieron entre cinco y seis cada uno (el lunes 28 tampoco tuvo ninguna).

Para una industria, lo que se paga depende del contrato. Con precio indexado pagas el de cada hora, el del mediodía barato y el de la noche cara. Con precio fijo no ves la curva, pero tu comercializadora ya metió en el precio el coste de cubrirse. Y el término de potencia se paga igual haga sol o llueva. Lo contamos con más detalle en el análisis del 26 de agosto.

Lo que una batería evita, y lo que no

El problema tiene dos mitades. Hay horas en las que sobra solar y el precio cae a cero, como el mediodía del 27 de septiembre, y hay horas en las que no hay sol y manda el gas. Una batería carga con lo que sobra y lo devuelve cuando falta, así que hace falta menos gas en esas horas. Ya ocurre: en septiembre, las baterías y el bombeo devolvieron 739 GWh a la red al caer el sol, frente a los 6.307 GWh que produjo la solar.

Lo que una batería no hace es convertir un día de lluvia en un día de sol. Mueve energía de unas horas a otras, y la de una empresa está pensada para ciclos de unas pocas horas. Reduce el gas de la noche, pero no cubre una semana de nubes. Para eso hacen falta más generación, más interconexión y un almacenamiento de más duración, como el que ya tienen los embalses.

El efecto inverso: cuando llueve mucho, el agua es la batería

Hay un efecto que va en sentido contrario, y también viene del clima. La lluvia llena los embalses, y una central hidroeléctrica es, en el fondo, una batería: guarda energía en forma de agua a cierta altura y la entrega cuando se abre la compuerta. Cuando hay agua, la hidráulica cubre una parte importante de la demanda y presiona el precio a la baja; cuando falta, el hueco lo cubren los combustibles fósiles y el precio sube. AleaSoft lo explicaba en marzo de 2026, tras un invierno de lluvias que dejó las reservas hidroeléctricas un 50 % por encima de la media de diez años.

Las centrales de bombeo son la versión literal de la batería: con energía sobrante suben el agua a un embalse alto y la turbinan después. Y se siguen proyectando: en enero de 2026 el Ministerio concedió la autorización administrativa previa para ampliar la central de Aguayo, en Cantabria, con 1.014 MW de turbinación y 1.181 MW de bombeo.

Pero la lluvia no es un cheque para tu factura. A finales de octubre de 2024, con varios episodios de lluvia y viento, el precio medio bajó a unos 68 euros el megavatio hora, el más bajo desde junio, y El Periódico de la Energía lo atribuía a la eólica, que aportó el 27,4 % de la electricidad frente al 14,4 % de la hidráulica. Y en septiembre de 2026 la hidráulica fue solo el 6,9 % del mix.

Por qué las baterías son la pieza que falta

El gas se compra a un precio internacional, así que lo que decide el precio de la luz de noche no se decide en España. En 2025, según Enagás y CORES, Argelia fue el primer proveedor, con el 38,5 % del gas que llegó a España, seguida de Estados Unidos, con el 30 %, y Rusia, con el 11,4 %. En 2026 el reparto se ha movido: según que.es, el gas ruso ha subido un 38,4 % en lo que va de año y supone el 18,3 % de las importaciones, y las tensiones en Oriente Medio lo encarecen. Rusia no es el proveedor principal, pero tampoco hace falta que lo sea: basta con que el precio se forme en un mercado internacional.

¿Y las alternativas? Ninguna sustituye por sí sola al gas de las horas sin sol, y ninguna es inmediata. La nuclear sigue un calendario de cierre pactado, y el Gobierno acaba de aplazarlo para Almaraz: la Orden TED/864/2026 la prorroga hasta junio de 2030, con la volatilidad del gas entre sus argumentos. El carbón es residual, entre el 0,2 % y el 0,7 % del mix la semana del 13 al 18 de julio, y sus últimas centrales tienen el cierre pendiente. Los embalses y el bombeo dependen de la lluvia y de obras que tardan años.

Las baterías no son la única pieza, pero son la que falta para que la solar y la eólica sirvan fuera de sus horas, y la única que se puede instalar en el propio sitio de consumo: una nave, un almacén, una fábrica. Hoy hay muy pocas. Toda la flota de baterías de España sumaba 260,8 MW cuando la contamos el 1 de septiembre; solo la ampliación de Aguayo sumaría 1.014 MW de turbinación.

Qué puede hacer una empresa

Una batería en tu instalación hace a pequeña escala lo mismo: carga cuando la luz está casi regalada, descarga cuando manda el gas y recorta los picos de potencia que pagas todo el año. En el modelo Energy as a Service (EaaS) no pones el capital: el activo lo financia un fondo, y el pago se integra en tu operación, por el resultado energético. BioEsol, fabricante y socio tecnológico de Vesta, se encarga del diseño, la instalación, la operación y el mantenimiento. Es un contrato a largo plazo.

Una cifra honesta, no una promesa Lo que ahorraría una empresa concreta depende de su curva de consumo real, de su contrato y de cuánta energía pueda desplazar. Eso no se puede saber sin mirar sus datos, y por eso aquí no hay un porcentaje de ahorro.

De dónde salen estos datos