Análisis mensual del mercado eléctrico español: Agosto 2026
El mes de agosto de 2026 estuvo marcado por una nueva subida en los precios del mercado eléctrico español. El fuerte protagonismo de la solar fotovoltaica, el menor peso de la hidráulica y la eólica, el mayor peso del ciclo combinado, además del peso de los servicios de ajuste y la evolución del mercado gasista siguieron condicionando el comportamiento del sistema eléctrico.
En este artículo, analizamos los factores clave que influyeron en el comportamiento del mercado: desde la evolución de la demanda eléctrica hasta la participación de las distintas tecnologías de generación, y cómo los intercambios internacionales impactaron en la dinámica general del sistema.
Antes de entrar en el detalle, este cuadro de mando resume de un vistazo los principales indicadores del mes.
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Este análisis del Informe de Evolución del Mercado de Electricidad de OMIE tiene como objetivo ofrecer una visión clara y comprensible del panorama energético durante agosto.
Precios y volúmenes en el mercado diario
Según REE, la demanda eléctrica peninsular, en términos brutos, alcanzó los 21.533 GWh en agosto de 2026. Esto supone un 8,43% menos que el mes anterior, y un 4% más que en agosto de 2025. Una vez corregidos los efectos de laboralidad y temperatura, la variación fue del +2,7% interanual.
En términos de volumen de energía negociada en el mercado diario, alcanzó los 23.675 GWh:
- Descenso de 993 GWh (-4%) en comparación con el mes anterior.
- Aumento de 3.125 GWh (+15,2%) en comparación con agosto de 2025.
En cuanto a los precios, el mercado diario gestionado por OMIE experimentó una nueva subida. El precio medio se situó en 119,81 €/MWh:
- Aumento de 13,94 €/MWh (+13,2%) en comparación con el mes anterior.
- Aumento de 51,24 € /MWh (+74,7%) en comparación con agosto de 2025.
Impacto de los servicios de ajuste en el precio de la electricidad
El coste de los servicios de ajuste siguió teniendo un peso relevante en el precio de la electricidad en agosto de 2026:
- Representaron el 13% del precio medio final, añadiendo 17,56 €/MWh al coste de la electricidad.
- El coste total de estos servicios fue un 37,8% mayor que en agosto de 2025.
Composición de la generación: El rol de las tecnologías en el mix energético
La composición del mix de generación mostró dos variaciones importantes entre las tecnologías que alimentan el sistema eléctrico español:
- Ciclo combinado: El ciclo combinado registró una cuota del 6,6%, lo que supone un aumento de 2,4 puntos porcentuales respecto al mes anterior.
- Energía eólica: La energía eólica redujo su participación al 17,6%, lo que supone 1,4 puntos porcentuales menos en comparación con el mes anterior.
Las entregas de gas para generación eléctrica supusieron 12,0 TWh (+31,0% vs agosto de 2025). Por su parte, en el mercado diario de OMIE, el ciclo combinado alcanzó una cuota del 6,6% del mix.
En Portugal, los mayores cambios en las cuotas de mercado se han producido en la energía eólica (26,4%) que ha aumentado en 4,3 puntos porcentuales respecto al mes anterior, y en la energía hidráulica (30,6%), que ha disminuido en 6,9 puntos porcentuales respecto a julio.
Mercado intradiario: Flexibilidad y ajuste en tiempo real
El mercado intradiario, clave para equilibrar oferta y demanda en plazos cortos, mostró una evolución desigual entre las subastas europeas y el mercado continuo durante agosto de 2026.
Mercado intradiario de subastas europeas
El mercado intradiario permite realizar ajustes más próximos al momento de entrega, y este mes destaca por los siguientes aspectos:
- El precio medio volvió a situarse por debajo del mercado diario, concretamente un 5,7%.
- La negociación total en el mercado intradiario de subastas europeas disminuyó un 11,1%, y su participación en el volumen negociado en mercado diario se redujo 1 punto porcentual, del 13,6% al 12,6%.
Fuente: OMIE
Mercado intradiario continuo
El mercado continuo facilita una mayor flexibilidad, mejorando así la eficiencia de los recursos disponibles. Este mes destaca por los siguientes aspectos:
- El precio medio volvió a ser un 8,3% inferior al del mercado diario.
- El volumen negociado disminuyó un 7,5%, y su participación en el mercado diario pasó del 3,5% al 3,3%.
Fuente: OMIE
El precio final medio de la demanda eléctrica nacional fue de 134,65 €/MWh, lo que representa una subida del 10% respecto al mes anterior. Además, el mercado diario e intradiario representaron el 86,85% de dicho precio final (los servicios de ajuste han supuesto un 13% del precio).
A continuación, mostramos un gráfico en el que se presenta el peso del coste de los servicios de ajuste en el precio final.
Intercambios internacionales: Rentas de congestión y precios diferenciados
Los intercambios internacionales son una pieza fundamental en la estabilidad del sistema eléctrico ibérico, y en agosto se registraron importantes variaciones en las rentas de congestión, tanto con Francia como con Portugal:
La interconexión España – Francia generó 33 millones de €.
- Un 18,1% superior a la renta del mes anterior.
- Un 1,3% superior en comparación con el mismo mes del año anterior.
- Durante agosto, se produjeron diferencias de precios entre las dos zonas en el 89% de los periodos.
La interconexión con Portugal presentó una menor contribución.
La interconexión España – Portugal generó 8,11 millones de €.
- Un 22,7% superior a la renta del mes anterior.
- Un 1.135,8% superior en comparación con el mismo mes del año anterior.
- Las diferencias de precios entre España y Portugal se dieron en el 9,3% de los periodos.
Fuente: OMIE
Resultados económicos: Un mercado de alto valor, pero con fluctuaciones
El valor económico de las compras en los mercados gestionados por OMIE alcanzó 2.846 millones de euros en agosto.
- Aumento del 5,4% (equivalente a 146 millones de euros) en comparación con el mes anterior.
- Aumento del 87,1% (equivalente a 1.325 millones de euros) en comparación con el mismo mes del año anterior.
En agosto, el aumento del valor económico del mercado eléctrico respecto a julio de 2026 se debe a un precio medio del mercado diario más elevado, que alcanzó los 119,81 €/MWh, a pesar de que el volumen negociado descendió respecto al mes anterior.
En comparación con agosto de 2025, el incremento del valor económico responde a unos precios claramente superiores y a un mayor volumen de energía negociada. El precio medio del mercado diario aumentó en 51,24 €/MWh respecto al mismo mes del año anterior, mientras que el volumen negociado creció en 3.125 GWh.
Fuente: OMIE
¿Cómo evolucionarán los precios del mercado eléctrico en los próximos meses?
Los precios de la electricidad en los próximos meses estarán marcados por la evolución del mercado gasista, la aportación renovable y el peso relevante de los servicios de ajuste.
- Enagás prevé para septiembre una demanda de gas para generación eléctrica en torno a 6,3 TWh en el escenario medio (-26% frente a septiembre de 2025) y en octubre una demanda de 5,7 TWh (-50% frente a octubre de 2025).
- La AEMET anticipa temperaturas por encima de la media para septiembre, octubre y noviembre de 2026, con una alta probabilidad de que la temperatura media se sitúe en el tercil cálido en toda España.
- El mercado del gas registró una nueva subida de precios en agosto, con las referencias de corto plazo acercándose a los 70 €/MWh al cierre del mes.
- Para septiembre de 2026, la referencia M+1 de MIBGAS se situaba en 69,70 €/MWh al cierre de agosto, mientras que octubre alcanzaba los 69,17 €/MWh, por lo que el mercado no anticipaba una vuelta inmediata a los niveles más contenidos observados antes del verano.
- Tensión en el mercado gasista. El mercado energético sigue condicionado por la sensibilidad del GNL a cualquier riesgo sobre las rutas de suministro y por la volatilidad del contexto internacional. Este entorno mantiene una presión relevante sobre el gas y obliga a seguir de cerca la evolución de MIBGAS, OMIP y los servicios de ajuste.
- Los contratos semanales del OMIP para la semana 40 sitúan el precio eléctrico en torno a 147 €/MWh, reflejando una expectativa de precios todavía elevados para el inicio del otoño.
- Los costes de los servicios de ajuste siguen siendo un componente relevante del precio final: en agosto representaron el 13,0% del precio final de la energía, frente al 14,5% registrado en julio, evidenciando que siguen teniendo capacidad para incrementar los costes en determinados periodos.
En conclusión, los próximos meses presentan un escenario mixto: la aportación renovable puede seguir ayudando a contener los precios en determinados periodos, pero las referencias elevadas del mercado de futuros, la menor disponibilidad hidráulica al cierre del verano, la volatilidad del gas y unos servicios de ajuste todavía relevantes apuntan a un entorno de precios tensionado y con fuerte dispersión horaria.
Impacto financiero y operativo en el negocio de las comercializadoras
La evolución de los precios del mercado eléctrico tras la nueva subida de agosto presenta un escenario de precios elevados y alta volatilidad, con implicaciones directas en el modelo de negocio de las comercializadoras.
Este contexto obliga a las comercializadoras a revisar su estrategia de aprovisionamiento, la estructura de sus tarifas y su capacidad para gestionar el riesgo horario, especialmente en un sistema condicionado por el fuerte peso de la solar fotovoltaica, la menor aportación eólica e hidráulica, el mayor peso del ciclo combinado y unos servicios de ajuste que continúan teniendo una incidencia relevante en el precio final.
Comercializadoras con tarifas indexadas: Volatilidad y adaptación
Las tarifas indexadas seguirán expuestas a la variabilidad del mercado mayorista. La elevada penetración solar puede generar precios más competitivos en las horas centrales del día, pero los precios pueden repuntar en momentos de menor aportación renovable, mayor demanda o mayor necesidad de tecnologías de respaldo.
El escenario previsto para los próximos meses apunta a una fuerte dispersión horaria: horas con mayor generación renovable pueden ejercer presión bajista, mientras que los periodos con menor aportación renovable pueden registrar precios más tensionados. Para las comercializadoras con clientes indexados, esto implica una mayor necesidad de explicar al cliente final cómo se forma el precio y cómo puede desplazar consumo hacia las horas más favorables.
Estrategia recomendada: Las comercializadoras pueden diseñar tarifas híbridas que incluyan mecanismos de protección frente a picos de precios, mejorar la previsión de precios y demanda para minimizar compras en momentos de altos costes, e implementar herramientas que optimicen la actualización de tarifas en tiempo real.
Comercializadoras con tarifas fijas: Riesgos y oportunidades en la contratación
Para las comercializadoras que ofrecen precios fijos, el nuevo incremento del mercado mayorista registrado en agosto y las referencias elevadas para los próximos meses presentan tanto oportunidades estratégicas como desafíos operativos:
Estrategia recomendada: Las comercializadoras deberán aprovechar las ventanas de mercado más favorables para reforzar coberturas, revisar la oferta comercial incluyendo opciones de tarifas mixtas o flexibles, y reforzar la propuesta de valor mediante servicios adicionales como eficiencia energética, autoconsumo o asesoramiento personalizado, con el objetivo de fidelizar a los clientes y mantener la competitividad.
Comercializadoras en el mercado regulado: Posibles ajustes en el PVPC
Para las comercializadoras del mercado regulado, el nuevo aumento del precio mayorista durante agosto y la reforma del PVPC pueden modificar la percepción de competitividad frente al mercado libre. La incorporación progresiva de referencias a plazo en el cálculo del PVPC reduce parcialmente la exposición directa al mercado diario, suavizando el impacto de movimientos bruscos, aunque el precio regulado continúa condicionado por la evolución general del mercado eléctrico.
Estrategia recomendada: Para las comercializadoras del mercado libre, competir con el PVPC exige ofrecer servicios adicionales que vayan más allá del precio, como atención personalizada, opciones de energía verde, soluciones de autoconsumo, herramientas de monitorización de consumo y tarifas adaptadas a los hábitos reales del cliente. La clave será posicionarse en segmentos que valoren la estabilidad, la personalización y el acompañamiento energético, no solo el precio final.
Conclusión: Un mercado eléctrico con precios más altos y retos latentes
Agosto de 2026 estuvo marcado por una nueva subida del precio del mercado diario y del precio final de la electricidad, en un contexto condicionado por el elevado peso de la solar fotovoltaica, la menor aportación eólica e hidráulica, el mayor peso del ciclo combinado y unos servicios de ajuste que siguieron teniendo una incidencia relevante en el coste final.
- Evolución en los precios en el mercado diario: El precio medio se situó en 119,81 €/MWh, con un aumento de 13,94 €/MWh (+13,2%) respecto a julio y de 51,24 €/MWh (+74,7%) frente a agosto de 2025.
- Composición del mix energético: La energía eólica redujo su participación hasta el 17,6%, mientras que la solar fotovoltaica mantuvo un peso muy elevado, con una cuota del 35,3%. El ciclo combinado aumentó su participación hasta el 6,6%, 2,4 puntos porcentuales más que en julio.
- Intercambios internacionales: La interconexión con Francia generó 33 millones de euros, un 18,1% más que el mes anterior y un 1,3% más que en agosto de 2025, con diferencias de precio entre ambos mercados en el 89% de los periodos. Por su parte, la interconexión con Portugal elevó su renta de congestión hasta los 8,11 millones de euros, un 22,7% más que en julio y un 1.135,8% más que en agosto de 2025.
- Evolución del valor económico mensual: El valor económico gestionado por OMIE alcanzó los 2.846 millones de euros. Esto supone un aumento del 5,4% respecto a julio, equivalente a 146 millones de euros más, y un incremento del 87,1% frente a agosto de 2025, equivalente a aproximadamente 1.325 millones de euros más.
- Servicios de ajuste: Los servicios de ajuste siguieron siendo uno de los principales componentes adicionales del precio final. En agosto añadieron 17,56 €/MWh al coste de la electricidad y representaron el 13,0% del precio final medio de la demanda nacional, que se situó en 134,65 €/MWh. Aunque su peso porcentual fue inferior al 14,5% registrado en julio, continuaron teniendo una incidencia relevante sobre los costes del suministro.
- Perspectivas para los próximos meses: La aportación renovable puede seguir ayudando a contener los precios en determinados periodos, pero el mercado continuará condicionado por la evolución de la generación eólica e hidráulica, las referencias elevadas de los mercados a plazo, la evolución del gas y unos servicios de ajuste todavía relevantes.
En un entorno donde el mercado continúa mostrando una elevada sensibilidad a múltiples variables, la capacidad de adaptación, previsión y automatización seguirá siendo clave para la rentabilidad y competitividad de las comercializadoras.
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