El cierre del Estrecho de Ormuz tras la escalada del conflicto en Irán ha disparado los precios del gas natural en toda Europa. Los precios spot del TTF (el punto virtual de intercambio holandés de gas natural) aumentaron un 62% entre finales de enero y mediados de marzo de 2026. En la mayoría de los mercados europeos, los precios de la electricidad siguieron esta tendencia. Alemania, Bélgica y Países Bajos vieron cómo los precios diarios (DA) reflejaban de cerca el TTF durante este periodo. En estos casos, los BESS pueden aumentar sus ingresos gracias a mayores diferenciales diarios. Sin embargo, el mercado diario español apenas reaccionó, salvo entre el 5 y el 12 de marzo.

Esta divergencia ha alimentado una narrativa creciente: el sistema eléctrico español se ha desvinculado del gas natural. Las renovables dominan el orden de mérito diario. Los ciclos combinados (CCGT) están cada vez más ausentes de la programación. Pero el precio diario de referencia no cuenta toda la historia.

España no se ha desvinculado completamente del gas natural. Aunque los CCGT rara vez casan en el mercado diario, vuelven a entrar en el sistema a través del mercado de restricciones técnicas (TTRR). Este mecanismo aportó el 78% de toda la generación de CCGT entre enero de 2025 y marzo de 2026. Esto es especialmente cierto tras el apagón ibérico del 28 de abril. El coste de estas restricciones técnicas se traslada a todos los consumidores y está altamente correlacionado con los precios del gas natural. A medida que la crisis del Estrecho de Ormuz eleva los precios del gas, los consumidores españoles quedan expuestos por un canal que no aparece en el mercado diario.

En esta investigación analizamos:

• Por qué los precios diarios de España parecen desvinculados del gas mientras que en otros mercados europeos no ocurre lo mismo
• Cómo los CCGT vuelven al sistema a través del mercado de restricciones técnicas
• El vínculo directo entre los precios del gas natural y los costes de las restricciones técnicas
• El impacto de las restricciones técnicas en el precio final de la electricidad en España

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La correlación entre los precios del gas y la electricidad depende de la entrada de los CCGT en el mercado diario

En el mercado diario español, los CCGT han sido cada vez más desplazados del orden de mérito. Sin embargo, cuando los CCGT casan en el mercado diario, los precios del gas y de la electricidad tienden a moverse juntos. El precio spot del TTF y el precio diario de la electricidad en España muestran un claro acoplamiento en los días en que la generación de CCGT entra en el sistema a través del mercado diario. En los días sin programación de CCGT, la correlación baja de 0,78 a 0,68, y los precios diarios caen sistemáticamente por debajo de los niveles equivalentes al gas. Los precios de la electricidad, en su lugar, dependen de la disponibilidad de hidráulica, solar y eólica.

Entre el 22 de enero y el 22 de marzo de 2026, solo 21 de los 55 días hábiles tuvieron generación de CCGT en el mercado diario. En esos 21 días, la producción media de los CCGT fue de solo 101 MW. El índice spot diario osciló entre 39 y 159 durante este periodo, mientras que el índice TTF se mantuvo entre 78 y 162. En los días sin programación de CCGT, los precios diarios cayeron con frecuencia por debajo de los niveles equivalentes al gas.

Por eso el mercado diario español parece inmune al shock de precios del gas del Estrecho de Ormuz. El gas no fija el precio marginal, pero eso no significa que el sistema eléctrico español sea inmune.

Los CCGT siguen entrando en el sistema vía el mercado de restricciones técnicas

El mercado de restricciones técnicas se ejecuta tras el cierre del mercado diario, con el objetivo de mantener la fiabilidad de la red. En la práctica, Red Eléctrica programa CCGT para mantener la seguridad del sistema proporcionando soporte de tensión, reservas de frecuencia y generación térmica mínima en determinadas zonas de la red.

Entre enero de 2025 y marzo de 2026, la generación media diaria de CCGT programada a través del mercado diario fue de 598 MW. En el 34% de los días no se programó capacidad de CCGT. La producción solar y eólica, junto con la nuclear y la flexibilidad hidráulica, fueron suficientes para cubrir la demanda sin gas.

Después de ejecutar el mercado de restricciones técnicas, el panorama cambia por completo. La generación media de CCGT en el Programa Viable Provisional (PVP), que refleja la programación tras las restricciones técnicas, fue de 2.770 MW. Es 4,6 veces más que la cifra diaria. Las restricciones técnicas sumaron el 78% de toda la generación de CCGT en este periodo.

Esto explica por qué el precio diario español parece desconectado del gas. El mercado diario se resuelve en gran medida sin CCGT, por lo que el precio marginal lo fijan otras tecnologías. Pero el volumen real de generación con gas en el sistema es mucho mayor de lo que sugiere la programación diaria.

¿Cómo afectan los precios del gas natural al coste de las restricciones técnicas?

Las ofertas de CCGT en el mercado de restricciones técnicas siguen de cerca el precio del gas natural TTF, ya que se basan en sus costes de oportunidad, estrechamente ligados al coste del combustible. Entre el 22 de enero y el 19 de marzo de 2026, los precios spot indexados del TTF y las ofertas indexadas de CCGT en el TTRR estuvieron altamente correlacionados. Cuando subieron los precios del gas, las ofertas de CCGT subieron casi al mismo ritmo.

El coste diario de las restricciones técnicas de CCGT (TTRR) durante este periodo osciló entre 9 y 29 M€. El coste total depende de dos factores: el precio ofertado, que depende del gas, y el volumen de generación de CCGT llamado a través de restricciones técnicas, que depende de las necesidades de la red.

A medida que la crisis del Estrecho de Ormuz impulsó los precios del TTF al alza en marzo de 2026, el coste diario de TTRR de CCGT subió de unos 12 M€ a principios de marzo a 29 M€ a mediados de mes. Este incremento se produjo incluso cuando los precios diarios se mantenían bajos. El shock de precios del gas, aparentemente ausente del mercado diario español, llegaba en cambio a través del canal de restricciones técnicas. Sin embargo, el coste total para los consumidores habría sido significativamente mayor si los CCGT hubieran entrado en el mercado diario y fijado el precio.

Las restricciones técnicas tienen un coste, especialmente cuando el precio diario es bajo

El proceso de restricciones técnicas impone un coste adicional al precio final de la electricidad que pagan los consumidores. Entre enero de 2025 y marzo de 2026, el componente semanal TTRR del precio final osciló entre 2,1 y 25,2 €/MWh. De media, representó el 20% del precio final. Pero esta media oculta una gran variabilidad.

La proporción de restricciones técnicas es inversamente proporcional al nivel del precio diario. En las semanas en que el componente diario superó los 80 €/MWh, la cuota TTRR fue típicamente inferior al 15%. Pero cuando el precio diario cayó por debajo de 25 €/MWh, la cuota TTRR se disparó. En la semana del 15 de marzo de 2026, el componente diario promedió solo 6,2 €/MWh mientras que el TTRR alcanzó los 23,3 €/MWh, suponiendo una cuota TTRR del 75%.

Los precios “baratos” de la electricidad que se ven en el mercado diario no se traducen necesariamente en precios bajos para los consumidores. El coste de las restricciones técnicas actúa como un suelo, mantenido por la necesidad de generación con CCGT independientemente del nivel de producción renovable.

La exposición al gas en España está oculta, no eliminada. ¿Puede el almacenamiento capturarla?

El mercado diario de electricidad en España se ha desvinculado parcialmente del gas natural. Las renovables dominan cada vez más el orden de mérito y los CCGT están ausentes del mercado diario en más de un tercio de los días. Por eso el precio diario español no ha seguido el repunte del TTF provocado por la crisis del Estrecho de Ormuz, a diferencia de Alemania, Bélgica y Países Bajos.

Pero desvincularse en el mercado diario no es lo mismo que desvincularse en el precio final. El mercado de restricciones técnicas reintroduce la generación con gas, y su coste se traslada a los consumidores. Cuando los precios diarios son bajos, el componente TTRR puede representar hasta el 75% del precio final de la electricidad.

Para participantes del mercado, reguladores y consumidores, el precio diario de referencia es una medida incompleta del coste energético en España. Hasta que la red pueda reducir su dependencia de los CCGT para servicios de seguridad, el gas natural seguirá influyendo en el precio final, incluso en un sistema cada vez más renovable. La crisis del Estrecho de Ormuz es una prueba de estrés: el mercado diario español la superó, pero el precio final de la electricidad no.

Para los inversores en BESS, el hecho de que los CCGT rara vez casen en el mercado diario implica que los BESS no pueden capturar los aumentos de spread que se producen cuando suben los precios del gas natural. Sin embargo, existe una oportunidad significativa para que el almacenamiento participe y capture ingresos en el mercado de restricciones técnicas, que verá aumentos de precios a medida que suban los precios del gas natural.