Economía: precios de la luz seguirán altos en 2026 por gas y Ormuz
- Mercado eléctrico y mercados de futuros
- Impacto del gas y reservas europeas
- Variaciones en los precios por horas y demanda
Mercado eléctrico y mercados de futuros
Los mercados de futuros reflejan una presión continua sobre el precio mayorista de la electricidad en España durante el resto de 2026, con un aumento del 16,4% previsto para el cuarto trimestre, situándose en 127,25 euros por megavatio hora (MWh). Este incremento se atribuye principalmente a la subida del gas y la incertidumbre ligada al tránsito marítimo por el estrecho de Ormuz.
En cuanto al producto anual para 2027, se proyecta un alza del 15,7%, alcanzando los 77,85 euros/MWh en España. Sin embargo, esta cifra sigue siendo casi 40 euros menor en comparación con el precio estimado para Alemania, que se sitúa en 117,10 euros/MWh según datos facilitados por grupo ASE.
Impacto del gas y reservas europeas
El aumento en los precios de futuros eléctricos está estrechamente relacionado con la subida del gas natural. El TTF, indicador principal para el gas en Europa, registró un incremento del 15,8% en agosto, alcanzando los 61,46 euros/MWh, el nivel mensual más alto desde enero de 2023.
En España, el Mercado Ibérico del Gas (Mibgas) tuvo un promedio de 61,87 euros/MWh en agosto, un 12,7% superior al de julio y un 89,6% más alto que en el mismo mes de 2025. Además, las reservas europeas se ubicaron cerca del 65%, lo cual supone una caída de trece puntos porcentuales en comparación con el año anterior. Este menor ritmo de acumulación de reservas incrementa la dependencia de las importaciones de gas natural licuado (GNL) antes del invierno, manteniendo un escenario de riesgos al alza.
El precio promedio diario del mercado 'pool' en agosto fue de 118,25 euros/MWh, un 12,89% más que en julio (104,75 euros/MWh) y un 72,8% superior respecto a agosto de 2025 (68,44 euros/MWh), alcanzando su nivel mensual más alto desde febrero de 2023. Los costes del sistema añadieron provisionalmente 17,53 euros/MWh, lo que elevó el precio final provisional a 135,78 euros/MWh.
Los analistas del grupo ASE señalaron que la presión existente en el mercado del gas, las restricciones en el tránsito del GNL por el estrecho de Ormuz y el bajo volumen de reservas europeas vuelven a situar el riesgo energético en una posición central dentro del mercado.
Variaciones en los precios por horas y demanda
Durante agosto, se observó una marcada diferencia en los precios eléctricos entre las horas de producción fotovoltaica y el resto del día. Entre las 10:00 y las 18:00 horas, cuando la generación solar fue elevada, el precio promedio fue de 26,37 euros/MWh. Fuera de este intervalo, el precio se disparó hasta 164,19 euros/MWh, debido al mayor protagonismo del gas.
Las olas de calor sucesivas incrementaron la demanda eléctrica en un 9,78% respecto a agosto de 2025. El crecimiento medio durante los tres meses del verano alcanzó el 11,5%, impulsado principalmente por el aumento en las necesidades de refrigeración, según grupo ASE.
El consumo elevado coincidió con una caída en la generación eólica del 9,6% y una reducción en la producción nuclear del 7%, lo que obligó a que los ciclos combinados de gas incrementaran su generación en un 29,6% para mantener la estabilidad del sistema.
En comparación con otros países europeos, España mantuvo precios más bajos en su mercado eléctrico, frente a Francia, Alemania e Italia, donde la limitada disponibilidad hidráulica, eólica y nuclear intensificó la presión.
Específicamente, en agosto, Francia registró un precio de 122,80 euros/MWh, un aumento del 125,6% respecto al mismo mes de 2025 (54,44 euros/MWh). Alemania alcanzó los 126,94 euros/MWh y Italia registró el precio más elevado, con 182,40 euros/MWh.
