Los futuros apuntan a que el precio de la luz seguirá disparado lo que resta de 2026 por el gas y Ormuz

Los mercados de futuros apuntan a que el precio del mercado mayorista de la electricidad ('pool') en España seguirá tensionado en lo que resta de 2026 y aumentan un 16,4% su avance para el cuarto trimestre del año, hasta los 127,25 euros por megavatio hora (MWh), debido a la presión al alza del gas y a la incertidumbre sobre el tránsito marítimo por el Estrecho de Ormuz.

En lo que respecta al producto anual de 2027 para España, se eleva un 15,7% la previsión, hasta los 77,85 euros/MWh. No obstante, este precio es casi 40 euros inferior a los 117,10 euros/MWh que el mercado de futuro da para Alemania, según datos de grupo ASE.

Esta alza en los mercados de futuro eléctrico se debe, en gran parte, a ese incremento en el precio del gas natural. Así, el TTF, referencia del gas en Europa, aumentó un 15,8% en agosto, hasta 61,46 euros/MWh, su nivel mensual más alto desde enero de 2023.

En España, el Mercado Ibérico del Gas (Mibgas) promedió 61,87 euros/MWh, un 12,7% más que en julio y un 89,6% por encima de agosto de 2025.

Asimismo, la consultora señaló que las reservas europeas se situaron cerca del 65%, trece puntos porcentuales por debajo del nivel de hace un año. De esta manera, el menor ritmo de llenado incrementa la necesidad de importaciones de GNL antes del invierno y mantiene el balance de riesgos inclinado al alza.

E precio de la luz en el pool

El precio diario del 'pool' promedió 118,25 euros/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 (68,44 euros/MWh), registrando su nivel mensual más elevado desde febrero de 2023.

Los costes del sistema se situaron provisionalmente en 17,53 euros/MWh, que sumados al 'pool', elevaron el precio final provisional de la electricidad hasta 135,78 euros/MWh.

Los analistas de la consultora advirtieron así de que la tensión del mercado del gas, las restricciones al tránsito de GNL por el Estrecho de Ormuz y el bajo nivel de las reservas europeas "vuelven a situar el riesgo energético en el centro del mercado".

La diferencia de precios

En el mes de agosto, destacó la amplía la diferencia entre las horas solares y el resto del día por la fotovoltaica. Así, 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, mientras que fuera de ese periodo, cuando el gas recupera un papel determinante, se disparó hasta 164,19 euros/MWh.

Además, las sucesivas olas de calor incrementaron la demanda eléctrica un 9,78% respecto a agosto de 2025. A este respecto, grupo ASE señaló que el crecimiento medio de los tres meses de verano alcanzó el 11,5%, impulsado por las necesidades de refrigeración.

Este aumento del consumo coincidió con una reducción de la generación eólica del 9,6% y de la nuclear del 7% lo que llevó, para cubrir esa menor aportación y mantener el equilibrio del sistema, a que los ciclos combinados de gas incrementaran su producción un 29,6%.

De todas maneras, España mantuvo un precio inferior en su mercado eléctrico al de países como Francia, Alemania e Italia, donde la menor disponibilidad hidráulica, eólica y nuclear agravó la tensión.

En concreto, en Francia, el precio aumentó un 125,6% respecto a agosto de 2025 (54,44 euros/MWh), hasta 122,80 euros/MWh; mientras que Alemania cerró el mes en 126,94 euros/MWh e Italia registró el nivel más alto, con 182,40 euros/MWh.