Situación del Mercado Energético – Agosto 2026

Agosto cierra el verano con el precio más alto del año neutralizando el récord solar

Agosto de 2026 ha sido el mes más caro del año en electricidad y gas, prolongando por tercer mes consecutivo la escalada iniciada en junio. España ha batido récords de generación solar mientras los precios eléctricos seguían subiendo, algo que resume bien la situación del mercado: la solar abarata el mediodía, pero no puede cubrir la demanda de la tarde, y ahí el gas caro sigue marcando el precio. El gas ha superado los niveles de julio y los almacenamientos europeos se sitúan en niveles bajos de cara al invierno. El petróleo, en cambio, ha entrado en una fase de consolidación: el tráfico de petroleros por Ormuz se ha recuperado parcialmente, pero el GNL catarí sigue sin fluir con normalidad, lo que explica que el gas y el petróleo hayan tomado caminos distintos por primera vez desde el inicio del conflicto. 

Agosto dispara el precio eléctrico al máximo del año pese al récord solar

La media mensual oculta una volatilidad diaria extrema. El 17 de agosto el mercado alcanzó los 157,35 €/MWh, un 35,6 % más que el día anterior. El patrón del mes ha sido constante: precios muy reducidos durante las horas centrales del día, coincidiendo con la máxima producción fotovoltaica, y fuertes incrementos al atardecer y por la noche.

Lo más relevante del mes no es el precio, sino lo que hay detrás. España ha batido récords de generación solar al mismo tiempo que los precios seguían subiendo. El 1 de agosto se alcanzaron 259 GWh de producción solar en una sola jornada y el 5 de agosto se registraron 277 GWh, estableciendo un nuevo máximo histórico de producción diaria. A pesar de ello, durante esas mismas jornadas el precio medio del mercado mayorista se mantuvo por encima de los 100 €/MWh. 

La explicación está en el funcionamiento marginalista del mercado. Durante las horas centrales del día, los paneles solares generan tanta electricidad que el precio cae a niveles muy bajos, a veces casi cero. Pero cuando el sol baja y la producción solar se reduce, la demanda sigue siendo alta porque los sistemas de climatización continúan funcionando. En ese momento, las centrales de gas tienen que cubrir ese hueco y, como son las más caras en producir electricidad, su coste acaba determinando el precio de todo el mercado durante esas horas. Las horas baratas del mediodía no compensan las horas caras de la tarde y la noche, y el resultado es un precio medio mensual muy elevado. 

A este escenario se suma una menor aportación eólica e hidráulica propia del verano, que no ha sido suficiente para cubrir ese hueco de demanda. El resultado es la curva que se ha repetido cada día del mes: mediodías baratos y tardes y noches muy caras.

El principal factor que explica los 118,25 €/MWh de agosto no ha sido, por tanto, meteorológico sino geopolítico. La tensión en el Estrecho de Ormuz mantiene el gas caro, y ese gas caro se traslada directamente al precio de las horas punta. Mientras no exista suficiente capacidad de almacenamiento para desplazar la generación solar hacia las horas de mayor demanda, el precio de esas horas seguirá estando condicionado por el gas y, en consecuencia, por lo que ocurra a miles de kilómetros de España.

Con los datos de agosto incorporados, la media acumulada de 2026 se sitúa en 65,55 €/MWh, prácticamente en el mismo nivel que el promedio de todo 2025 (65,28 €/MWh), pero con cuatro meses aún por delante. Para que 2026 cierre en torno a los 80 €/MWh, los meses de septiembre a diciembre deberían registrar una media de entre 105 y 110 €/MWh, algo que no puede descartarse si persiste la tensión en el mercado del gas.

Los servicios de ajuste cerraron agosto en 17,53 €/MWh, una subida del 22 % respecto al mismo mes del año anterior.

El gas entra en zona de riesgo: el GNL catarí y los bajos almacenamientos tensionan el invierno

El mercado ibérico del gas (MIBGAS) avanza dejando un precio medio de 62,06 €/MWh en agosto, un nuevo máximo anual y un incremento del +11,8 % respecto a julio (55,50 €/MWh). En términos interanuales, el precio se sitúa cerca de un 91 % por encima del nivel de agosto de 2025. El TTF europeo superó el 31 de agosto los 70 €/MWh, su nivel más alto desde comienzos de 2023.

Durante agosto se produjo un cambio relevante en los factores que están guiando el mercado. Si en meses anteriores la principal preocupación estaba vinculada a la evolución directa del conflicto en Oriente Medio, el foco se ha desplazado hacia un problema más estructural: la disponibilidad real de gas, el suministro de GNL y el bajo nivel de los almacenamientos europeos. 

El principal elemento de tensión sigue siendo la reducción de las exportaciones de GNL procedentes de Catar. Los flujos se mantienen muy por debajo de los niveles habituales por las restricciones en Ormuz y las dificultades para normalizar el tráfico de buques metaneros. Esta situación es especialmente relevante porque el mercado del GNL tiene una flexibilidad mucho menor que el del petróleo: el número de metaneros disponibles es limitado, las rutas logísticas son más complejas y Europa depende cada vez más de estos cargamentos para equilibrar su sistema gasista.

La competencia por los cargamentos disponibles se produce fundamentalmente frente a los compradores asiáticos. En un escenario de menor disponibilidad, Europa necesita ofrecer precios suficientemente atractivos para desviar cargamentos hacia sus terminales, lo que constituye uno de los principales soportes del TTF.

El principal factor de riesgo de cara a los próximos meses son los almacenamientos europeos. A finales de agosto, las reservas se situaban en torno al 65 % de su capacidad, claramente por debajo de los niveles habituales para estas fechas y lejos del objetivo europeo del 90 % previo al invierno. El ritmo de inyección actual no parece suficiente para recuperar este déficit antes del inicio de la temporada de calefacción.

Agosto confirma que la crisis del gas ha dejado de ser únicamente un problema geopolítico para convertirse en un problema de suministro real. La evolución de los almacenamientos europeos y la normalización de los flujos de GNL a través de Ormuz serán las dos variables fundamentales para determinar la dirección del mercado durante el otoño.

El petróleo se estabiliza mientras el gas sigue subiendo

Agosto rompió el patrón de julio. En lugar de seguir disparándose, el crudo se movió en una franja alta y volátil, entre los 87 y los 94 USD/bbl, cerrando cerca de los 88-89 USD/bbl, prácticamente donde lo había dejado julio. Tras la subida del 24 % del mes anterior, agosto no ha traído nuevos máximos sino una estabilización condicionada por la volatilidad.

El mes fue un tira y afloja constante al ritmo de las expectativas sobre un posible acuerdo para reabrir Ormuz. El cambio de fondo es un giro en la percepción del mercado: el conflicto comenzó a leerse más como una confrontación económica y de sanciones que como una amenaza inmediata al suministro. Esa lectura tuvo una base real: según Goldman Sachs, las exportaciones de crudo del Golfo Pérsico se recuperaron hasta los 15-16 millones de barriles diarios, cerca de dos tercios del nivel previo al conflicto (22-24 millones), muy por encima del mínimo de marzo (5-6 millones). Además, Irán y Omán acordaron un marco de reparto de ingresos para el estrecho, aunque sin implicar una reapertura inmediata.

Aun así, la tensión sobre el precio no desapareció: el Brent seguía cotizando en torno a un 24 % por encima del nivel previo al inicio de la guerra. La EIA prevé que el Brent se sitúe en torno a los 87 USD/bbl de media en 2026 y no espera que la producción de Oriente Medio recupere niveles cercanos a los previos al conflicto hasta principios de 2027.

El dato más relevante de agosto en el mercado del petróleo es la diferencia de comportamiento que se abrió con el gas. Mientras el crudo se estabilizaba porque el tráfico de petroleros por Ormuz se recuperaba parcialmente, el gas europeo siguió marcando máximos porque el cuello de botella específico del GNL catarí continuaba sin resolverse. Esa diferencia explica por qué la electricidad española siguió subiendo en agosto aunque el crudo ya hubiera dejado de hacerlo: el vínculo entre el precio eléctrico y el gas es mucho más directo que con el petróleo.

Recomendaciones de contratación de luz y gas

En el contexto del gas, resulta recomendable evitar decisiones de contratación excesivamente rígidas y optar por una estrategia de cierres parciales y progresivos.

• Resto de 2026: el gas cotiza en torno a 73,40 €/MWh. No se recomiendan cierres generalizados a estos niveles.
• 2027: cotiza en 51,60 €/MWh, con una tensión sobre el precio relevante. Si el conflicto de Ormuz se extiende hasta ese año, los niveles actuales podrían incrementarse de forma significativa. Cierres parciales y progresivos.
• 2028: cotiza en 34,47 €/MWh, en línea con los precios medios de 2024 y 2025. Nivel razonable para asegurar parcialmente el consumo futuro.
• 2029-2030: con cotizaciones de 27,45 €/MWh y 24,43 €/MWh respectivamente, representan la oportunidad más clara del momento. Se recomienda comenzar a cerrar ya una parte relevante del consumo en estos ejercicios.

Agosto ha confirmado que la crisis energética del verano no es un episodio puntual sino una tendencia que llega al otoño con fuerza. El gas sigue siendo el factor determinante del precio eléctrico, los almacenamientos europeos están lejos de los niveles necesarios para afrontar el invierno con seguridad y el mercado del petróleo, pese a su estabilización, no ha resuelto las causas que lo tensionaron. En este contexto, construir una estrategia de cobertura sólida para los años 2028, 2029 y 2030 es hoy más relevante que nunca.