El pool eléctrico sube un 72,8% interanual mientras el gas reaviva la amenaza de una crisis energética
- El precio de la electricidad promedia 26,37 €/MWh en las horas solares y 164,19 €/MWh fuera de ellas.
- La demanda eléctrica aumenta un 9,78% por las altas temperaturas y los ciclos combinados elevan su producción un 29,6%.
- Los futuros españoles de electricidad para 2027 avanzan un 15,7%, hasta 77,85 €/MWh.
- El TTF alcanza su máximo mensual desde enero de 2023 ante el bloqueo de Ormuz y las bajas reservas europeas.
El precio diario del mercado mayorista de la electricidad en España (pool) promedió 118,25 €/MWh en agosto, un 12,89% más que en julio (104,75 €/MWh) y un 72,8% por encima de agosto de 2025 (68,44 €/MWh). Es el nivel mensual más elevado desde febrero de 2023.
Los costes del sistema se situaron provisionalmente en 17,53 €/MWh. Sumados al pool, elevaron el precio final provisional de la electricidad hasta 135,78 €/MWh.
Grupo ASE advierte 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 coincidencia de estos factores con una demanda elevada por el calor incrementa la sensibilidad de los precios eléctricos ante cualquier alteración del suministro.
La fotovoltaica amplía la diferencia entre las horas solares y el resto del día
La media mensual oculta un marcado contraste horario. Entre las 10:00h y las 18:00h, coincidiendo con una elevada producción fotovoltaica, el precio de la electricidad promedió 26,37 €/MWh. Fuera de ese periodo, cuando el gas recupera un papel determinante, se dispara hasta 164,19 €/MWh.
La expansión solar mantiene la competitividad del mercado español durante determinadas horas, pero la retirada de esa generación al final del día obliga a recurrir con rapidez a tecnologías flexibles. Esta diferencia refuerza la importancia del perfil horario de consumo para las empresas y hogares con contratos indexados a pool.
El calor eleva la demanda y el uso de los ciclos combinados
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.
El 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%.
La fotovoltaica aumentó su generación un 27,6% y alcanzó el 29,3% del mix, por delante de los ciclos combinados, con un 20,7%.
España conserva una ventaja relativa frente a las grandes economías europeas
El calor también tensionó los mercados eléctricos europeos. En Francia, el precio aumentó un 125,6% respecto a agosto de 2025 (54,44 €/MWh), hasta 122,80 €/MWh. Alemania cerró agosto en 126,94 €/MWh e Italia registró el nivel más alto de los mercados analizados, con 182,40 €/MWh.
Pese al fuerte incremento registrado durante agosto, España mantuvo un precio inferior al de Francia, Alemania e Italia. La menor disponibilidad hidráulica, eólica y nuclear agravó la tensión en distintos mercados europeos.
Los futuros incorporan una mayor prima de riesgo
El encarecimiento del gas y la incertidumbre sobre el tránsito marítimo por Ormuz impulsaron los futuros energéticos durante agosto. El contrato español de electricidad para el cuarto trimestre de 2026 aumentó un 16,4%, hasta 127,25 €/MWh.
El producto anual de 2027 avanzó un 15,7%, hasta 77,85 €/MWh. En Alemania, el mismo contrato alcanzó 117,10 €/MWh, casi 40 €/MWh por encima del español.
El gas alcanza su nivel mensual más alto en más de tres años
El TTF, referencia del gas en Europa, aumentó un 15,8% en agosto, hasta 61,46 €/MWh. Es su nivel mensual más alto desde enero de 2023. En España, MIBGAS promedió 61,87 €/MWh, un 12,7% más que en julio y un 89,6% por encima de agosto de 2025.
Las reservas europeas 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 GNL antes del invierno y mantiene el balance de riesgos inclinado al alza.
