El precio de la luz en agosto alcanzó 118,25 €/MWh de media, el nivel más alto desde febrero de 2023. La escalada del gas natural, las restricciones al tránsito de gas natural licuado por el estrecho de Ormuz y el menor nivel de las reservas europeas devolvieron la tensión a los mercados energéticos.
Según los datos de Grupo ASE, el mercado diario aumentó un 12,89% frente a los 104,75 €/MWh de julio y se situó un 72,8% por encima de los 68,44 €/MWh de agosto de 2025. A esa cifra se añadieron unos costes provisionales del sistema de 17,53 €/MWh, que elevaron el precio final provisional hasta 135,78 €/MWh.
El aumento de la demanda por las sucesivas olas de calor explicó parte del encarecimiento. El consumo eléctrico creció un 9,78% interanual, una subida que se elevó al 11,5% en el conjunto de los tres meses de verano. Mientras tanto, la generación eólica cayó un 9,6% y la nuclear un 7%, lo que obligó a los ciclos combinados a elevar su producción un 29,6%.
El registro de agosto devuelve al mercado español a cifras que no se veían desde la crisis energética de comienzos de 2023, cuando el gas europeo aún cotizaba en máximos posteriores a la invasión de Ucrania. La diferencia con aquel episodio es que ahora la demanda responde al calor y a la electrificación, y la energía solar cubre gran parte del mediodía.
La subida del gas y Ormuz empujan el pool a máximos de más de tres años
El encarecimiento del gas natural ha sido el principal factor de presión sobre el mercado mayorista eléctrico. El índice TTF, referencia europea del gas, subió un 15,8% en agosto hasta una media de 61,46 €/MWh, su nivel mensual más alto desde enero de 2023.
En España, el índice MIBGAS promedió 61,87 €/MWh, un 12,7% más que en julio y un 89,6% por encima del valor de agosto de 2025. Detrás del repunte están las restricciones al tránsito de GNL por Ormuz y el lento llenado de los almacenamientos europeos: las reservas se situaron cerca del 65%, trece puntos por debajo de las del año anterior.
El gas marca el precio en las horas sin sol y, este agosto, el TTF ha encarecido todo lo que depende de los ciclos combinados.
El estrecho de Ormuz es una de las rutas marítimas con mayor peso en el comercio de GNL. Las restricciones al tránsito en esa zona encarecen los fletes y reducen la disponibilidad de barcos cargados con gas licuado, lo que se traslada de forma directa al TTF y, con ello, al precio que fijan los ciclos combinados en el mercado mayorista.
El nivel de llenado de los almacenamientos europeos ha sido otra de las claves del encarecimiento. Con las reservas cerca del 65% y un ritmo de llenado inferior al del año pasado, cualquier retraso logístico en las importaciones de GNL antes del invierno puede añadir presión adicional al balance de riesgos.
Ese desequilibrio incrementa la necesidad de importar gas natural licuado antes del invierno y mantiene una presión alcista sobre el balance de riesgos. A corto plazo, el mercado español afronta una escasez relativa de producción renovable firme: con menos viento y menos nuclear, los ciclos combinados de gas pasan a fijar el precio en las horas en que no luce el sol.
La fotovoltaica parte el mercado en dos: 26,37 €/MWh frente a 164,19 €/MWh
La media mensual esconde una brecha enorme entre las horas solares y el resto del día. Entre las 10:00 y las 18:00, la generación fotovoltaica dejó el precio medio en 26,37 €/MWh. Fuera de ese periodo, el precio se disparó hasta una media de 164,19 €/MWh.
La diferencia de casi 138 €/MWh entre ambas franjas pone de manifiesto el efecto de la estructura horaria de la energía solar sobre el mercado. Durante las horas centrales, la abundancia fotovoltaica reduce la necesidad de generación térmica. Al caer la tarde, el sistema debe sustituir esa producción con rapidez y los ciclos combinados recuperan un papel determinante en la formación de precios.
La generación fotovoltaica creció un 27,6% en agosto y alcanzó una participación del 29,3% del mix eléctrico, por delante de los ciclos combinados, que aportaron un 20,7%. Esa potencia solar abarató la factura en las horas centrales, pero no eliminó la dependencia del gas al anochecer.
El sistema eléctrico español no dispone todavía de almacenamiento suficiente para trasladar la energía solar desde el mediodía hasta el pico de demanda nocturno. Las baterías y el bombeo crecen, pero por ahora el ajuste lo hacen los combustibles fósiles, con un coste que marca el precio marginal.
La separación del mercado en dos franjas también aumenta la relevancia del perfil horario del consumo. Para los clientes con contratos indexados al mercado diario, el coste de la electricidad depende cada vez más de cuándo se consume, no solo del precio medio mensual. En septiembre, el atardecer volverá a ser la hora más cara del recibo.
Recibo de septiembre: la factura se encarece por la tarde y por el gas
La subida del pool tiene efectos distintos según el tipo de contrato. Los consumidores acogidos a tarifas indexadas notarán el encarecimiento en las horas valle, pero también precios muy bajos al mediodía. Para los hogares con tarifa plana, el impacto llegará por el repunte del mercado y por el mayor coste del gas.
España no está sola en esta tensión. En Francia, el precio medio de la electricidad subió un 125,6% interanual hasta 122,80 €/MWh. Alemania cerró agosto en 126,94 €/MWh, e Italia lideró las subidas con 182,40 €/MWh. Pese al repunte, el mercado español se mantuvo por debajo de los tres países gracias, sobre todo, a la expansión solar.
La comparación europea muestra un matiz: el problema de septiembre no es solo el nivel de precios, sino la estructura horaria y la dependencia del gas para cubrir el hueco que deja la fotovoltaica al caer la tarde. La menor generación eólica y nuclear deja al sistema más expuesto de lo que sugeriría un verano de récord solar.
El riesgo de fondo no es pagar más al mediodía, sino volver a depender del gas cada vez que cae el sol.
Esa dependencia quedará a examen en los próximos meses. El llenado de los almacenamientos europeos avanza con retraso: con reservas cerca del 65%, trece puntos por debajo del nivel del año pasado, y las restricciones en Ormuz aún activas, cualquier repunte de la demanda invernal puede sostener la prima del gas. La evolución del TTF y los datos de reservas en septiembre serán la referencia a vigilar.
