El gas europeo ha entrado en una fase de precios que no se veía desde finales de 2022, y ese movimiento está empezando a reescribir la jerarquía de ganadores y perdedores dentro del sector eléctrico español. El TTF holandés, referencia continental del gas natural, cerró el martes 13 de octubre en 86,76 euros por megavatio hora, un nivel que arrastra directamente al mercado mayorista eléctrico español a través del mecanismo de fijación de precios marginales. En ese contexto, Endesa aparece como la eléctrica del Ibex 35 con mayor exposición pura a la generación y al mercado doméstico, lo que la convierte en el vehículo bursátil más directo para capturar la revalorización del gas, mientras Iberdrola, con un perfil más diversificado hacia redes reguladas y geografías como Estados Unidos y Reino Unido, queda relativamente al margen de ese impulso.
Los datos conocidos son varios y conviene distinguir su grado de certeza. El TTF subió un 2,86% el martes hasta 86,76 euros por megavatio hora, su cota más alta desde diciembre de 2022, según Trading Economics. Los almacenamientos europeos se situaban al 73,75% de su capacidad, por debajo del 80,6% de hace un año y de la media quinquenal del 84%, con un déficit que ya era visible a 15 de septiembre, cuando las reservas marcaban un 68,49%. Morgan Stanley calcula, según recoge GMK Center, un precio medio de 85 euros para este invierno, con un rango que podría superar los 100 euros si se combinan una ola de frío y nuevos cortes de suministro, una cifra que debe tomarse como estimación y no como hecho consumado. En España, el pool eléctrico promedió 122,1 euros por megavatio hora en el tercer trimestre, frente a 55,4 en el segundo, según el avance operativo remitido por Repsol a la CNMV.
Estos elementos deben leerse en conjunto porque el gas no es solo una materia prima energética más: en el diseño del mercado eléctrico europeo, la última central térmica necesaria para cubrir la demanda marca el precio que cobran todas las tecnologías que producen por debajo de ese coste, incluidas la nuclear y la hidráulica. Esa mecánica inframarginal implica que un TTF sostenido por encima de 80 euros no solo encarece la producción con gas, sino que eleva directamente los ingresos de los activos libres de combustible fósil. Endesa, con un parque de generación concentrado en España y escasa diversificación geográfica fuera del mercado ibérico, capta ese efecto de forma casi íntegra, mientras que Iberdrola diluye el impacto en un balance donde las redes reguladas y los mercados anglosajones pesan cada vez más.
En la sesión del martes 13 de octubre, Endesa cerró con una subida del 0,70%, hasta 43 euros, en una jornada en la que el Ibex 35 retrocedió un 0,39%. Iberdrola, por el contrario, cedió un 0,55%, hasta 21,56 euros, evidenciando ya una divergencia incipiente entre ambos valores pese a compartir sector e índice. El diferencial de comportamiento resulta todavía modesto en términos absolutos, pero se produce en el arranque de un movimiento de precios del gas que, de confirmarse las previsiones de frío en el noroeste de Europa a partir del próximo fin de semana, podría intensificarse en las próximas semanas. La referencia técnica relevante para el mercado del gas se sitúa en los 80 euros del TTF, nivel que marca la frontera entre el escenario de tensión moderada y el de invalidación de la tesis energética.
El mecanismo de transmisión no se limita a las dos grandes eléctricas cotizadas. Una generación inframarginal más rentable beneficia también a productores con activos nucleares e hidráulicos en España, mientras penaliza a la industria electrointensiva, cuyos costes energéticos se disparan cuando el pool se mueve en el entorno de los 120 euros por megavatio hora observado en el tercer trimestre. Las comercializadoras con contratos a precio fijo frente a clientes finales también quedan expuestas, al tener que absorber el diferencial entre el coste de aprovisionamiento en el mercado mayorista y los precios pactados previamente. Repsol, como generador con presencia en el mix español, y otras utilities de menor tamaño con exposición al pool ibérico podrían replicar, en distinta magnitud, el patrón que ya se observa en Endesa.
El precedente más directo de esta dinámica se remonta a los inviernos de 2021 y 2022, cuando un TTF disparado por la crisis energética post-pandemia y, después, por la invasión de Ucrania, elevó de forma extraordinaria los ingresos de la generación inframarginal española. Aquel episodio no se tradujo en una revalorización bursátil lineal de las eléctricas, porque el Gobierno intervino con mecanismos de recorte de ingresos para las tecnologías beneficiadas por el efecto inframarginal sin incurrir en mayores costes de combustible. Ese antecedente regulatorio es clave para entender por qué el mercado, de momento, solo ha empezado a abrir tímidamente el diferencial entre Endesa e Iberdrola, en lugar de descontar de forma agresiva el impacto del nuevo repunte del gas sobre los beneficios del sector.
La tesis de Endesa como vehículo preferente del invierno energético europeo se reforzaría con una sucesión de datos semanales de llenado de almacenamiento publicados por Gas Infrastructure Europe que confirmen un ritmo de extracción más rápido de lo habitual, con previsiones meteorológicas que anticipen temperaturas por debajo de la media en el noroeste de Europa durante las próximas semanas, y con un TTF que no solo se mantenga por encima de 80 euros sino que consolide niveles cercanos o superiores a los 90 euros. Un pool español que repita o supere los 120 euros por megavatio hora en el arranque del cuarto trimestre sería otra confirmación directa de que el traslado de precios desde el gas hacia la generación eléctrica española sigue intacto y no se ha agotado tras el movimiento de octubre.
La principal vía de fallo para esta lectura es regulatoria, no de mercado. El Gobierno ya recortó en 2021 y 2022 la retribución de la generación inframarginal ligada al precio del gas mediante mecanismos de minoración de ingresos, y la proximidad de la cita electoral del 29 de noviembre sitúa a Endesa entre los valores más expuestos a un cambio en la fiscalidad energética o en el calendario de cierre nuclear español. Una señal de ruptura de la tesis sería un TTF que perforase los 80 euros de forma sostenida, lo que reduciría el diferencial inframarginal y diluiría el argumento de exposición pura de Endesa frente a Iberdrola, además de cualquier anuncio de intervención regulatoria que limite la traslación del precio del gas al pool eléctrico español.
El escenario central contempla un TTF que se mantiene por encima de 80 euros durante las próximas semanas, apoyado en almacenamientos por debajo de su media histórica y en previsiones de frío que tensionan la demanda, lo que sostendría un pool español elevado y ampliaría gradualmente el diferencial bursátil entre Endesa e Iberdrola. El escenario alternativo pasa por un otoño más templado de lo previsto o por una recuperación del ritmo de inyección de gas licuado que relaje el TTF por debajo de ese umbral, devolviendo el pool español a niveles más cercanos a los 60 u 80 euros y neutralizando buena parte del atractivo diferencial de Endesa. La transición entre ambos escenarios dependerá en gran medida de la evolución meteorológica de las próximas dos o tres semanas y de la respuesta de la oferta de gas natural licuado a la tensión de precios.
Entre las variables críticas a vigilar destacan los datos semanales de llenado de almacenamiento que publica Gas Infrastructure Europe, las actualizaciones de previsión meteorológica para el noroeste de Europa a partir del fin de semana del 18 de octubre de 2025, y la evolución diaria del TTF en la referencia de Trading Economics, con los 80 euros como nivel de invalidación técnica de la tesis energética. En el plano español, la cita electoral del 29 de noviembre de 2025 concentra el mayor riesgo regulatorio para Endesa, dado el precedente de intervención sobre la retribución inframarginal en 2021 y 2022. También conviene seguir la publicación de resultados del tercer trimestre de las eléctricas españolas, que confirmará o matizará el traslado del pool de 122,1 euros a los márgenes reales de generación.
