Un mes marcado por la meteorología y la coyuntura geopolítica

Febrero de 2026 ha sido un mes extraordinario en términos de precios eléctricos, con registros históricos que reflejan un escenario muy favorable para los consumidores. Mientras tanto, el gas ha experimentado una ligera corrección a la baja respecto a enero, pero con niveles de almacenamiento europeos todavía críticos. El petróleo se mantuvo en rangos relativamente estables, aunque con tensiones geopolíticas que generaron volatilidad puntual.

El principal motor del mercado eléctrico ha sido la meteorología, con una generación renovable muy por encima de la media, mientras que el gas ha sido sensible tanto a la normalización estacional como a los riesgos geopolíticos. El petróleo, por su parte, ha estado bajo supervisión de la OPEP+, equilibrando oferta y demanda global.

A continuación, se detalla el comportamiento por energía.

Electricidad

Febrero más barato de la historia gracias a la generación renovable

Factores determinantes

1. Elevadísima producción renovable

• • Eólica: 29,18% del mix

  • Hidráulica: 20,59% del mix

  • Nuclear: 18,64% del mix, estable y de coste marginal bajo
    Esto provocó precios horarios cercanos a 0 €/MWh o incluso negativos en muchas franjas del día, con repuntes moderados nocturnos (20:00–23:00) alrededor de 65 €/MWh.

2. Situación hidrológica excepcional

• Nivel de embalses: 82,96%

• Media histórica últimos 10 años: ~55%
  El turbinado preventivo ante niveles elevados aumentó la generación hidráulica, incrementando la oferta de energía barata.

3. Evolución del gas y de los derechos de emisión

• • Gas (TTF): ~31 €/MWh, un 10% inferior a enero

  • Derechos de emisión CO₂: ligera corrección bajista
    La generación térmica tuvo un papel reducido, reforzando un contexto de precios contenidos.

Conclusión: febrero ha sido un mes excepcional, marcado por mix renovable dominante y condiciones hidrológicas históricamente favorables, con un precio medio de 16,41 €/MWh.

Gas natural

Corrección moderada en un contexto de bajo almacenamiento

El mercado gasista cerró febrero en 31,45 €/MWh, ligeramente inferior a enero (34,25 €/MWh), y mucho más bajo que febrero del año pasado (50,25 €/MWh).

Factores clave

1. Expectativas meteorológicas y final del invierno
La ausencia de episodios de frío extremo contribuyó a un mercado más calmado.

2. Tensiones geopolíticas puntuales
Advertencias de EE. UU. hacia Irán y negociaciones internacionales generaron volatilidad puntual.

3. Situación crítica de almacenamiento europeo

• • Media europea: 30%

  • Alemania: 20%
    La posición de partida débil aumenta la necesidad de reposición y el riesgo de presión alcista en la curva forward si coinciden competencia asiática, incertidumbres geopolíticas o episodios climáticos adversos.

Conclusión: precio ligeramente bajista gracias a la normalización estacional, pero con riesgos estructurales importantes por bajos niveles de almacenamiento.

Petróleo

Crudo en rango estable bajo supervisión de la OPEP+

El Brent se situó en 66,00 USD/bbl y el WTI en 61,84 USD/bbl, con un mercado equilibrado entre oferta y demanda.

Factores clave

1. Expectativas de demanda global
Final de invierno y crecimiento moderado han evitado presiones alcistas.

2. Política de producción OPEP+
Mantener disciplina en cuotas ha proporcionado estabilidad.

3. Riesgo geopolítico
Tensiones EE. UU.–Irán y situación en Oriente Medio generaron volatilidad puntual.

Conclusión: el mercado petrolero mantiene estabilidad relativa, con capacidad de intervención de la OPEP+ para evitar caídas pronunciadas.

Recomendaciones de contratación de luz y gas

Corto y medio plazo (2026–2027): cotizaciones tensionadas y volátiles; evitar cierres en máximos emocionales.
Largo plazo (2028–2029): niveles atractivos (2028: 23,5 €/MWh, 2029: 21,5 €/MWh) ofrecen oportunidad de cobertura escalonada y estructural.

Febrero de 2026 ha confirmado que la meteorología y la geopolítica siguen marcando el comportamiento del mercado energético. La electricidad se beneficia de un mix renovable dominante y condiciones hidrológicas excepcionales, el gas refleja vulnerabilidad estructural por bajos almacenamientos, y el petróleo mantiene estabilidad relativa bajo supervisión de la OPEP+ y con riesgo geopolítico puntual.

En este contexto, una estrategia activa y escalonada de contratación continúa siendo clave para optimizar costes y minimizar riesgos.

Un mes dominado por la volatilidad y la meteorología

Enero de 2026 ha sido un mes especialmente ilustrativo del comportamiento volátil de los mercados energéticos. Mientras que la electricidad cerró con una ligera bajada media respecto a meses anteriores, el gas y el petróleo registraron repuntes significativos impulsados por factores climáticos, geopolíticos y de oferta global.

La meteorología volvió a ser el principal determinante del precio eléctrico, mientras que el gas evidenció la fragilidad estructural del sistema europeo por los bajos niveles de almacenamiento. Por su parte, el petróleo mostró una recuperación moderada dentro de un contexto de fondo bajista.

A continuación, el resumen estructurado de los principales movimientos del mercado energético durante enero.

Electricidad

Volatilidad extrema y fuerte impacto de la generación eólica

Un mes dividido en dos escenarios opuestos

Primera fase (1–21 de enero): precios elevados
Durante las tres primeras semanas, el precio medio se situó cerca de 93 €/MWh, impulsado por:

• Elevada demanda por bajas temperaturas.
• Escasa producción renovable, especialmente eólica.

Segunda fase (22–31 de enero): desplome del precio
A partir del día 22, el mercado cambió radicalmente, con un precio medio de 26,72 €/MWh y jornadas incluso por debajo de 6 €/MWh, debido a:

• Entrada de frentes atlánticos.
• Fuerte aporte eólico.
• Salida casi total del ciclo combinado del mix de generación.

Este comportamiento confirma que la diferencia entre escenarios con poco viento y alta generación renovable puede provocar variaciones de más de 120 €/MWh dentro del mismo mes, generando tanto riesgos como oportunidades para los consumidores.

Gas natural

Preocupación por el almacenamiento y repunte de precios

El gas europeo cerró enero con una media de 34,24 €/MWh, alcanzando picos superiores a 42 €/MWh en la última semana del mes. El principal factor ha sido el nivel críticamente bajo de almacenamiento en Europa (41,08%), muy por debajo del 60,21% del año anterior.

Dependencia del GNL y contexto global

Europa continúa dependiendo del GNL para cerca del 50% de su consumo, con Estados Unidos aportando aproximadamente el 27% de las importaciones.

Un invierno más suave en EE. UU. ha liberado volúmenes adicionales de GNL, lo que ha contribuido a relajar los precios a comienzos de febrero.

En paralelo, la distensión geopolítica en el Estrecho de Ormuz ha reducido las primas de riesgo, aunque la vulnerabilidad estructural del sistema europeo persiste.

Escenario de riesgo

A pesar del alivio puntual, los fundamentos siguen siendo frágiles. Los bajos almacenamientos dejan a Europa expuesta a shocks climáticos o geopolíticos, lo que mantiene la volatilidad como elemento central del mercado.

Petróleo

Cuatro meses consecutivos de bajada

El Brent se ha movido durante enero entre 60 y 66 USD/barril, con un repunte moderado frente a finales de 2025, pero todavía un 20% por debajo de los niveles de enero de 2025.

• Pico del mes: ~66,5 USD/barril

• Cierre estabilizado: 63–65 USD/barril

• Subida acumulada en 2026: >5%

Factores clave

• Oferta abundante de EE. UU., Canadá, Brasil, Guyana, Argentina y OPEP+.

• Demanda moderada por desaceleración económica global.

• Gestión de OPEP+, que ha limitado aumentos de producción para sostener precios.

Las previsiones sitúan el Brent medio de 2026 entre 56 y 61 USD/barril, lo que sugiere un escenario de precios relativamente contenidos para los consumidores.

Recomendaciones de contratación de luz y gas

El gas sigue siendo extremadamente sensible a climatología y niveles de almacenamiento.
Recomendación:

• Estrategia escalonada y prudente para 2026, aprovechando descensos por debajo de 28 €/MWh.
• Para 2027–2028, cerrar volúmenes significativos por debajo de 25 €/MWh.
• Iniciar coberturas tempranas para 2029, con precios en torno a 21 €/MWh, considerados muy competitivos a largo plazo.

Enero de 2026 ha confirmado que la volatilidad es ya una característica estructural del mercado energético europeo. La electricidad sigue dominada por la meteorología, el gas por la seguridad del suministro y el petróleo por el equilibrio global entre oferta y demanda.

Nos encontramos en un contexto de precios relativamente bajos pero frágiles, donde una estrategia activa y escalonada de contratación es clave para optimizar costes y reducir riesgos.

En GESE, seguimos monitorizando el mercado día a día para ofrecer a nuestros clientes estrategias energéticas basadas en datos, anticipación y rigor analítico.

Invierno moderado y oportunidad histórica para asegurar costes

Diciembre de 2025 ha marcado el retorno esperado del invierno eléctrico, con una subida notable de precios respecto a noviembre. Sin embargo, tanto la electricidad como el gas mantienen niveles estructuralmente moderados que ofrecen una ventana estratégica excepcional para blindar costes energéticos a medio y largo plazo.

A continuación encontrarás un resumen estructurado de los principales movimientos del mercado energético durante el mes de diciembre.

Electricidad

El invierno vuelve pero sin alarmas estructurales

Contexto estructural favorable:

• Los futuros eléctricos para 2026-2028 cotizan en torno a 53 €/MWh (niveles prepandémicos)
• El gas en futuros se sitúa en 26-28 €/MWh
• Los embalses mantienen niveles del 56,64%, por encima de la media histórica

Este repunte responde a factores típicamente invernales:

• Mayor demanda por frío y necesidades de calefacción eléctrica
• Menor producción renovable que en el excepcional noviembre
• Mayor peso de ciclos combinados en la fijación de precios marginales
• Picos vespertinos (20-22h) superando frecuentemente los 100 €/MWh

A pesar de la subida mensual, España mantiene su posición como exportador neto hacia Francia y Portugal, y el año cierra muy por debajo de los niveles de crisis de 2021-2022.

Gas natural

Estabilidad histórica en medio de riesgos latentes

El mercado del gas ha cerrado diciembre con 27,84 €/MWh en MIBGAS, oscilando entre 26-30 €/MWh. Las principales claves son:

• Almacenamientos UE al 61,5% al cierre del año
• Invierno benigno: temperaturas por encima de la media han moderado la demanda residencial
• Oferta robusta: flujos estables desde Noruega y expectativas de mayor capacidad de GNL desde EE.UU.
• Futuros en mínimos: cotizaciones para 2026-2028 entre 23-25 €/MWh 

Contexto de tranquilidad aparente: El mercado presenta precios históricamente bajos, pero bajo esta calma se esconden riesgos estructurales importantes:

• Mayor dependencia del GNL americano (con costes logísticos elevados)

• Vulnerabilidad de la cadena de suministro marítima

• Tensiones geopolíticas latentes entre EE.UU. y Europa

Petróleo

«Diciembre negro»: cierre anual en mínimos

El barril de Brent cerró el año en torno a 62 USD, tras tocar el mínimo anual de 58,21 USD el 16 de diciembre. Esto supone:

• Caída mensual del 3-5%
• Desplome del 39% respecto al máximo de enero (81,33 USD/barril)
• WTI: 57,46 USD/barril

Factores de la caída:

• Exceso estructural de oferta: producción global superó los 105 millones de barriles/día
• OPEP+ mantiene producción elevada (cuota del 26,5% del mercado)
• Aumento de producción global: +370.000 bpd durante 2025
• Menor tensión geopolítica en Oriente Medio

Impacto positivo colateral: La moderación del petróleo ha contribuido a contener la presión inflacionaria energética en el cierre del año, beneficiando al conjunto del sistema.

Recomendaciones de contratación de luz y gas

Diciembre cierra 2025 con una paradoja estratégica: precios históricamente favorables conviviendo con un entorno geopolítico profundamente inestable. El mercado ofrece niveles de contratación que difícilmente volverán a repetirse en el corto plazo.

Precios bajos y fuerte impulso a las renovables

Noviembre de 2025 ha sido un mes especialmente relevante para los mercados energéticos. Tanto la electricidad como el gas y el petróleo han cerrado el mes con precios significativamente más bajos que en periodos anteriores, mientras que las energías renovables continúan ganando protagonismo en el sistema energético español.

A continuación encontrarás resumen estructurado de los principales movimientos del mercado energético durante el mes de noviembre.

Electricidad

Descenso notable de precios y récord de las renovables

El mes ha estado especialmente marcado por el buen comportamiento de la generación eólica, que aportó el 31% de todo el mix eléctrico, superando ampliamente los registros del año anterior.

Por su parte, la energía solar fotovoltaica ha registrado el mejor noviembre de su historia, impulsada por el crecimiento de nueva potencia instalada a lo largo de 2025.

A pesar del fuerte impulso renovable, dos factores han limitado aún más la producción limpia:

• Baja disponibilidad de energía nuclear por procesos de mantenimiento.

• Menor aportación hidráulica debido a la sequía.

Esto ha obligado a recurrir puntualmente a los ciclos combinados de gas (CCG), que aun así han generado menos electricidad que en años anteriores gracias al avance de las renovables.

Gas natural

El precio más bajo desde 2024

Los futuros del gas en Europa han caído por debajo de 28 €/MWh, alcanzando su nivel más bajo desde abril del año pasado. Las causas principales han sido:

• Expectativas de desescalada geopolítica entre Rusia y Ucrania.

• Elevado volumen de exportación de GNL desde Estados Unidos.

• Buen flujo de gas por gasoductos noruegos

• Menor demanda en Asia

• Almacenamientos europeos al 75% al cierre de mes

Aunque la caída resulta positiva, los analistas coinciden en que podría tratarse de una corrección puntual más que de un cambio estructural, por lo que persisten incertidumbres para los próximos meses.

Petróleo

Cuatro meses consecutivos de bajada

El barril de Brent ha cerrado por debajo de 63 dólares, acumulando cuatro meses de descensos. Esto se debe principalmente a:

• Sensación de exceso de oferta mundial.

• Debilidad en la demanda global.

• Reanudación parcial de la producción en países OPEP+ y productores externos.

Aunque algunos escenarios apuntan a una futura estabilización, el mercado sigue mostrando sensibilidad a factores geopolíticos y a la evolución económica global.

Recomendaciones de contratación de luz y gas

Se recomienda un enfoque prudente: realizar cierres escalonados, sin comprometer el 100% del consumo. Mantener un margen de flexibilidad puede ser clave ante posibles cambios en la demanda o el mercado.

Noviembre ha sido un mes muy favorable en términos de precios y con un claro impulso renovable, pero también presenta desafíos derivados de la volatilidad y de un contexto internacional todavía incierto.

En GESE, seguimos analizando día a día la evolución del mercado para ofrecer a nuestros clientes la mejor estrategia energética posible, basada en datos, rigor y anticipación.

Situación actual del mercado energético

En la primera quincena de abril los precios de la energía, en general, han vuelto a bajar en comparación con el mes de marzo. El gas sigue su camino bajista, cotizando en niveles que no veíamos desde 2021. La electricidad, por su parte, debido a que ha habido un recurso renovable, ha hecho que los pecios se vuelvan a moderar en comparación con marzo.

Los precios de esta primera quincena son similares a los que teníamos hace cuatro años, antes de la pandemia. Los precios del CO2 siguen altos, cotizando en el entorno de 93 €/Tn. Además, las reservas de gas, tras finalizar el invierno, empiezan a recuperarse lentamente.

Precio de la electricidad en el mercado nacional

Prácticamente esa diferencia ha sido suplida por el fuerte incremento que está teniendo la generación solar. En el gráfico podemos ver como la solar fotovoltaica (naranja) ha suplido la menor generación hidráulica (azul claro), que ha venido descendiendo semana a semana desde finales de enero.

Además, en el segundo gráfico vemos que los precios en abril han cotizado por debajo de los 100 €/MWh. Llegando en algunas horas incluso a cotizar a 0 €/MWh.

Mercado de la electricidad en Europa

El mercado de futuros de la electricidad está estable. Lo futuros del 2024 siguen marcando un gap con respecto a la cotización del mercado ibérico. De momento, los futuros están algo más caros que el spot.

Mercado del gas en Europa

Aun así, se nos sigue metiendo miedo a través de los medios de comunicación asegurando que el invierno que viene será duro, pese a no saber que tiempo va a hacer el mes que viene.

¿Cuál es la mejor estrategia para la contratación de gas o electricidad?

El gas está en caída libre, por lo que puede ser interesante empezar a hacer cierres parciales. La estrategia de cierre será diferente en función de si tenemos un consumo de gas constante o estacional.

El diferencial entre el spot y el futuro se ha acortado mucho. Por lo que las comercializadoras empiezan a ofrecer precios interesantes, y más si los comparamos con los precios del año pasado .

El precio spot en lo que llevamos de mes está a 40 €/Mwh, y lo que resta del año 2023 cotiza a 44 €/MWh.

Puede ser interesante cerrar un 25% de la carga para consolidar estos precios aprovechando las bajadas de los últimos días.

Tenemos que tener en cuenta que las grandes comercializadoras de gas han comprado el gas a 30-40 €/MWh o en el mejor de los casos siguen con contratos indexados a Brent. Esto hace que aún quede recorrido en la bajada de precios.

Como estrategia se puede cerrar un 25% en los entornos actuales €/MWh y otro 25% si lo vemos cotizando en entornos de 35 €/MWh.

TODO EL QUE TENGA CERRADO UN PRECIO FIJO POR ENCIMA DE 0,090 €/kWh TENDRÁ QUE PLANTEARSE ROMPER EL CONTRATO. Los precios actuales hacen que sea rentable pagar la penalidad. Pero habrá que estudiar cada caso.