El precio de la luz seguirá disparado hasta finales de 2026: los futuros del pool suben un 16,4% para el cuarto trimestre. La escalada del gas natural y la incertidumbre sobre el tránsito marítimo por el Estrecho de Ormuz mantienen el riesgo energético en el centro del mercado, según los datos de la consultora grupo ASE.
El precio diario del pool mayorista promedió 118,25 euros por megavatio hora (MWh) en agosto, un 12,89% más que en julio (104,75 euros/MWh) y un 72,8% por encima del mismo mes de 2025. El registro supone el nivel mensual más elevado desde febrero de 2023 y devuelve al mercado a una tensión que se daba por superada desde la crisis energética de 2022.
El encarecimiento del mercado mayorista se trasladó de forma directa al recibo doméstico. La factura eléctrica de agosto aumentó un 19%, el nivel más caro desde 2022. Los costes del sistema, provisionalmente en 17,53 euros/MWh, elevaron el precio final provisional de la electricidad hasta 135,78 euros/MWh. Un hogar con tarifa regulada ha pagado durante agosto el recibo más alto del año.
La subida no es un episodio aislado. En agosto confluyeron dos factores que llevan meses presionando al alza: el encarecimiento del gas en toda Europa y la menor aportación de la eólica. Las sucesivas olas de calor incrementaron la demanda eléctrica un 9,78% respecto a agosto de 2025. El crecimiento medio de los tres meses de verano alcanzó el 11,5%, impulsado por las necesidades de refrigeración.
Ese aumento del consumo coincidió con una reducción de la generación eólica del 9,6% y de la nuclear del 7%. Para cubrir esa menor aportación y mantener el equilibrio del sistema, los ciclos combinados de gas incrementaron su producción un 29,6%. El resultado es un mercado mayorista cada vez más dependiente del gas en el momento menos oportuno, justo cuando el TTF cotiza en máximos desde enero de 2023.
La referencia europea del gas, el TTF, aumentó un 15,8% en agosto hasta 61,46 euros/MWh, su nivel mensual más alto desde enero de 2023. En España, el mercado Mibgas promedió 61,87 euros/MWh, un 12,7% más que en julio y un 89,6% por encima de agosto de 2025. El gas no da tregua.
La factura de agosto confirma que el riesgo energético ya se paga en el recibo, no solo en los mercados de futuros.
Las reservas europeas de gas se situaron cerca del 65%, trece puntos porcentuales por debajo del nivel de hace un año. El menor ritmo de llenado incrementa la necesidad de importaciones de gas natural licuado (GNL) antes del invierno y mantiene el balance de riesgos inclinado al alza. Ese desfase de llenado convierte el otoño en un periodo crítico: cualquier tensión adicional en los mercados internacionales se transmitiría de inmediato al precio de la luz.
Los futuros anticipan precios tensionados hasta finales de 2026
Los mercados de futuros no descuentan una corrección cercana. Para el cuarto trimestre de 2026, el pool español se encarece un 16,4% hasta 127,25 euros/MWh. El producto anual de 2027 también sube un 15,7%, hasta los 77,85 euros/MWh.
La lectura es doble. El último trimestre del año se mantendrá claramente por encima de los niveles de 2025, impulsado por la demanda invernal y el mayor coste del gas. La previsión para 2027, algo más moderada, sitúa el riesgo persistente en torno a los 78 euros/MWh. Es un nivel menor que el actual, pero todavía incómodo para la industria electrointensiva y para los hogares con tarifa regulada.
El diferencial con Alemania aporta contexto. El mercado de futuros da para Alemania 117,10 euros/MWh, casi 40 euros por encima de la previsión española. España mantiene una ventaja competitiva gracias a la fotovoltaica y a la eólica, pero la brecha no protege contra la tendencia de fondo: el gas marca el precio marginal en todas las grandes economías europeas durante una parte importante del día.
El tránsito por el Estrecho de Ormuz añade otra capa de incertidumbre. Cualquier restricción al paso de GNL por esa ruta crítica encarecería de inmediato los fletes y desviaría suministros hacia Asia. Los analistas de grupo ASE advierten de que la tensión del mercado del gas, las restricciones al tránsito de GNL y el bajo nivel de reservas europeas vuelven a situar el riesgo energético en el centro del mercado.
La fotovoltaica parte el día en dos
Agosto dejó otro dato revelador: la diferencia de precios entre las horas solares y el resto del día se amplió de forma notable. Entre las 10.00 y las 18.00 horas, coincidiendo con una elevada producción fotovoltaica, el precio de la electricidad promedió 26,37 euros/MWh. Fuera de ese periodo, cuando el gas recupera su papel determinante, se disparó hasta 164,19 euros/MWh.
Esa brecha de más de 137 euros/MWh entre el centro del día y las horas nocturnas refleja un mercado cada vez más partido. La fotovoltaica hunde el precio en las horas centrales, pero no resuelve el problema de la noche ni de las primeras horas de la mañana. El gas sigue mandando cuando el sol no alcanza. Para los consumidores con tarifa regulada, la implicación es inmediata: el ahorro se concentra en unas pocas horas del día.
La diferencia también tiene consecuencias para quienes han optado por tarifas fijas. Estos clientes han evitado la volatilidad diaria, pero la renovación de los contratos se producirá con precios de referencia más altos. Las nuevas ofertas comerciales ya recogen el alza y las tarifas fijas que se renueven este otoño incorporarán el nuevo entorno de precios.
España no fue la peor parada del continente. Francia promedió 122,80 euros/MWh en agosto, un 125,6% más que hace un año (54,44 euros/MWh en agosto de 2025). Alemania cerró el mes en 126,94 euros/MWh e Italia registró el nivel más alto, con 182,40 euros/MWh. La menor disponibilidad hidráulica, eólica y nuclear agravó la tensión en esos mercados.
El riesgo estructural no se resuelve con sol
El encarecimiento de la factura no es solo un problema de este verano. La dependencia del gas para las horas sin fotovoltaica se ha convertido en el principal factor de riesgo del mercado eléctrico español. Cada caída del viento o de la generación nuclear se compensa con ciclos combinados, y cada ciclo combinado paga el gas al precio que marcan los mercados internacionales.
La industria electrointensiva sufre el golpe con especial crudeza. Los precios finales por encima de 135 euros/MWh dejan poco margen competitivo a los sectores del acero, el cemento o la química, que operan con contratos ligados al mercado mayorista. La sensibilidad de estas industrias al gas convierte cada escalada del TTF en una amenaza directa para sus costes de producción.
Las reservas europeas al 65% en agosto son un aviso significativo. El invierno exigirá un ritmo de importación elevado y sostenido, justo cuando la tensión geopolítica en Ormuz añade fragilidad a la cadena logística. No hay margen para complacencias. La posición de la consultora es clara: el balance de riesgos sigue inclinado al alza.
La fotovoltaica ayuda en las horas centrales, pero no es la solución completa. El reto pasa por el almacenamiento, la gestión activa de la demanda y el refuerzo de la eólica. Hasta que esas piezas maduren, el gas seguirá ejerciendo de fijador de precios durante amplias franjas del día. La brecha entre las horas solares y las horas de gas es la fotografía de ese desequilibrio.
Los futuros no se equivocan: el precio de la luz seguirá tensionado mientras el gas europeo no recupere margen de reservas.
La próxima señal relevante llegará con la evolución de las reservas europeas en septiembre y con los flujos de GNL hacia el norte de Europa. Si el llenado no acelera, el otoño podría consolidar los precios altos. La experiencia de los últimos dos años muestra que el mercado termina por adaptarse, pero la lección de 2026 es clara: la potencia renovable no basta por sí sola.
