Informe de situación del mercado energético – Mayo 2026

El precio de la luz sube a pesar de la generación de energía solar

Mayo de 2026 ha roto la tendencia contenida de los meses anteriores. El mercado mayorista eléctrico ha registrado una subida que marca un punto de inflexión, mientras el gas consolida su nueva banda de precios y el petróleo abre la puerta a un escenario de corrección, aunque con un acuerdo diplomático todavía sin cerrar.

El conflicto entre Estados Unidos, Israel e Irán sigue siendo el principal factor de incertidumbre para el gas y el petróleo, pero en mayo ha sido la combinación de calor temprano, hidráulica menguante y geopolítica abierta la que ha presionado con fuerza el mercado eléctrico.

Punto de inflexión en el mercado de la electricidad

• Giro en la tendencia: A diferencia de abril, donde los embalses se situaban al 83,42 % de su capacidad y generaban energía barata de forma sostenida, la hidráulica ha comenzado su descenso estacional, reduciendo el margen que contenía el precio.
• La importancia de la gestión horaria: La generación fotovoltaica ha continuado siendo muy intensa durante las horas centrales del día, provocando episodios de precio cercano a cero. Sin embargo, cuando la solar deja de aportar, los ciclos combinados de gas toman el relevo y los picos vespertinos han superado los 130 €/MWh. La gestión horaria del consumo adquiere en este contexto una relevancia mayor que nunca.
• Verano de máximos: junio y julio pueden registrar precios medios por encima de mayo, debido a la hidráulica menguante, demanda de refrigeración en aumento y geopolítica abierta. 

Se consolidan los 40-50 €/MWh como precio normal

El mercado ibérico del gas (MIBGAS, PVB Day Ahead) cerró mayo con un precio medio de 46,24 €/MWh, una subida moderada del +4,3 % respecto a abril, en el que finalizó con 44,34 €/MWh y un +37,9 % interanual frente a los 34 €/MWh de mayo de 2025.

La subida confirma lo que venía apuntando el mercado desde el inicio del conflicto: el suelo estructural se ha desplazado al alza. Los 30 €/MWh que servían de referencia a finales de febrero ya no son un escenario operativo realista mientras Ormuz permanezca cerrado. El precio ha encontrado un suelo claro en el entorno de los 44 €/MWh durante todo el mes. Los factores clave que han contribuido a esta situación son:

• Inicio del calendario de inyección europeo: Mayo abre la fase de reposición de almacenes para el invierno 2026-2027. Los stocks de la UE arrancaron el proceso en el 39 % de capacidad, por debajo de la media de cinco años y claramente por debajo del nivel del año anterior (Alemania y Francia al 20-21 %). Cumplir el objetivo del 90 % antes del invierno exige un ritmo de inyección sostenido durante los próximos seis meses, lo que añade demanda estructural al mercado spot de forma continuada.
• Geopolítica sin desbloquear: El alto el fuego se mantiene, pero las negociaciones de Pakistán colapsaron a finales de abril, Ormuz continúa cerrado y la AIE sigue calificando la situación como un shock de suministro sin precedentes: una quinta parte del GNL mundial permanece fuera de juego. El premium del JKM asiático sobre el TTF sigue desviando cargamentos hacia Asia, limitando la oferta disponible en Europa.
• Ola de calor temprana:  La última semana del mes trajo temperaturas por encima de los 34 °C en gran parte de España. El uso masivo de aire acondicionado disparó la demanda eléctrica y arrastró el consumo de gas para generación al alza, con los ciclos combinados actuando como tecnología marginal.

Tendencia a la baja por primera vez en 2026

Mayo ha sido el primer mes claramente bajista de 2026 en el mercado del crudo. El WTI cerró con una caída del 16,2 %, en niveles próximos a 87-88 USD/bbl frente a los 100-108 USD de abril. El Brent se situó en torno a 92 USD/bbl, frente a los 105-115 USD del mes anterior. Es la mayor caída mensual desde el inicio del conflicto en marzo.

La corrección no responde a fundamentos de oferta y demanda, sino casi exclusivamente a la expectativa de un principio de acuerdo para extender el alto el fuego y aliviar las restricciones de tránsito por Ormuz, filtrado en las últimas sesiones del mes. Sin embargo, el acuerdo no está cerrado, ni Trump lo ha formalizado ni los medios iraníes lo dan por definitivo. Pese al recorte mensual, el Brent acumula todavía un +50 % en el año.

El mercado se encuentra ante dos escenarios, sin que exista por el momento un escenario central claro.

Conclusión: El acuerdo no está cerrado y el restablecimiento físico de los flujos, si llega, tardará meses. Mientras Ormuz no se reabra, el riesgo de reversión sigue sobre la mesa.

Recomendaciones de contratación de luz y gas

• Corto plazo (2026-2027): alta volatilidad con movimientos diarios del 7 % al alza o a la baja. Sin oportunidades claras de cierre. Se recomienda seguimiento continuo y actuar de forma selectiva ante bajadas puntuales provocadas por avances diplomáticos.
• Medio plazo (2027): cotiza en 36,78 €/MWh, un nivel que no resulta especialmente atractivo para cerrar posiciones en este momento.
• Largo plazo (2028-2029): el año 2028 cotiza en torno a los 28,04 €/MWh, precio razonable para construir una primera capa de cobertura. El año 2029 se sitúa por debajo de 24 €/MWh, referencia históricamente competitiva. Una estrategia escalonada combinando varios años permitiría alcanzar precios medios inferiores a 30 €/MWh para el conjunto del periodo.

En el mes de mayo de 2026 ha quedado claro que el escenario de energía barata sostenida por las renovables tiene límites: cuando la hidráulica retrocede y el gas presiona con fuerza, el precio eléctrico sube con rapidez. El gas y el petróleo siguen condicionados por una geopolítica que, pese a las señales de negociación, no ha ofrecido todavía una resolución concreta. En este contexto, contar con una estrategia de compra activa y estructurada para los próximos años resulta especialmente relevante.