Análisis mensual del mercado eléctrico español: Febrero 2026
El mes de febrero de 2026 estuvo marcado por una gran caída en los precios del mercado eléctrico español, influenciado principalmente una mayor aportación de la energía eólica.
En este artículo, analizamos los factores clave que influyeron en el comportamiento del mercado: desde el descenso 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.
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 febrero.
Precios y volúmenes en el mercado diario
Según REE, la demanda nacional, en términos brutos, se estima en 20.425 GWh, lo que representa un descenso del 14,1% en comparación con el mes anterior, y un aumento del 14,1% respecto a febrero de 2025.
En términos de volumen de energía negociada en el mercado diario, alcanzó los 20.549 GWh:
- Descenso de 2.368 GWh (-10,33%) en comparación con el mes anterior.
- Aumento de 2.535 GWh (+14,4%) en comparación con febrero de 2025.
En cuanto a los precios, el mercado diario español experimentó leve bajada. El precio medio se situó en 13,53€/MWh:
- Reducción de 57,9€/MWh (-81 %) en comparación con el mes anterior.
- Reducción de 94,74€ /MWh (-87,5%) en comparación con febrero de 2025.
Impacto de los servicios de ajuste en el precio de la electricidad
El coste de los servicios de ajuste ha influido de manera significativa en el precio de la electricidad en febrero de 2026:
- Representaron el 57,4% del precio medio final, añadiendo 24,45€/MWh al coste de la electricidad.
- El coste total de estos servicios fue un 55,8% mayor que en febrero 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:
- Energía hidráulica: La energía hidráulica aumentó su participación al 24,2%, lo que supone un aumento del 10,1% respecto al mes anterior.
- Energía nuclear: La energía nuclear disminuyó su participación al 10,9%, con un descenso del 9,4% en comparación con el mes anterior.
Como se observa en el gráfico, las descendieron hasta los 6,5 TWh (-0,8% vs febrero de 2025) y representaron el 4,6% del mix.
En Portugal, los mayores cambios en las cuotas de mercado se han producido en la energía hidráulica (54,5%), que ha aumentado un 7,8% respecto al mes anterior, y en la energía eólica (31,3%) que han disminuido un 5,1%.
Mercado intradiario: Flexibilidad y ajuste en tiempo real
El mercado intradiario, clave para equilibrar oferta y demanda en plazos cortos, mostró una actividad y una fluctuación considerable de precios durante febrero de 2026
Mercado intradiario de subastas europeas
El mercado intradiario permite realizar ajustes a un coste relativamente bajo y este mes destaca por los siguientes aspectos:
- El precio medio volvió a situarse por debajo del mercado diario, concretamente un 24,4%.
- La negociación total en el mercado intradiario de subastas europeas aumentó un 0,77%, y su participación en el volumen negociado en mercado diario también aumentó un 12% respecto al mes anterior.
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 2,37% inferior al del mercado diario.
- El volumen negociado se redujo un 15,6%, y su participación en el mercado diario se redujo un 5,7%.
Fuente: OMIE
El precio final medio de la demanda eléctrica nacional fue de 42,62€/MWh, lo que representa una bajada del 51,73% respecto al mes anterior. Además, el mercado diario e intradiario han supuesto un 42% de dicho precio final (los servicios de ajuste han supuesto un 57,4% 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 febrero se registraron importantes variaciones en las rentas de congestión, tanto con Francia como con Portugal:
La interconexión España – Francia generó 44 millones de euros.
- Un 29,2% inferior a la renta del mes anterior.
- Un 35,5% superioren comparación con el mismo mes del año anterior.
- Durante febrero, se produjeron diferencias de precios entre las dos zonas en el 82,7% de las horas.
En contraste, la interconexión con Portugal presentó una mayor contribución.
La interconexión España – Portugal generó 4,8 millones de euros.
- Un 381,1% superior a la renta del mes anterior.
- Un 1.836,1% superior en comparación con el mismo mes del año anterior.
- Las diferencias de precios entre España y Portugal se dieron en el 46,7% de las horas.
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 386 millones de euros en febrero.
- Reducción del 79% (equivalente a 1.452 millones de euros) en comparación con el mes anterior.
- Reducción del 82,6% (equivalente a 1.832 millones de euros) en comparación con el mismo mes del año anterior.
En febrero, la reducción del valor económico del mercado eléctrico respecto a enero de 2026 se debe al descenso en el precio que se situó en 13,53€/MWh.
En comparación con febrero de 2025, la reducción del valor económico se explica por los precios más bajos, con una diferencia de -94,74€/MWh respecto al año pasado.
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 creciente de los servicios de ajuste.
- Enagás prevé para marzo una demanda de gas para generación eléctrica en torno a 6,5 TWh en el escenario medio (+22% frente a marzo 2025) y en abril una demanda de 5,7 TWh en el escenario medio (+3% frente a abril 2025).
- La AEMET anticipa temperaturas por encima de la media para marzo-abril-mayo de 2026, lo que puede generar un cierto alivio estacional en los precios eléctricos.
- El mercado del gas registró una reducción de precios en febrero, situándose en torno a los 30€/MWh.
- Para marzo de 2026, MIBGAS prevé un precio en torno a los 48€/MWh, descartando una caída de precios del gas en el corto plazo.
- Escalada del conflicto entre Estados Unidos e Irán. La intensificación de los enfrentamientos militares y la preocupación por posibles interrupciones en el suministro de GNL y el tráfico por el estrecho de Ormuz han reforzado la aversión al riesgo en el mercado, lo que se traduce en una prima de precios más elevada.
- Los contratos semanales del OMIP para la semana 13 sitúan el precio eléctrico en torno a 35€/MWh, reflejando el aumento de precios del gas y la incertidumbre causada por los conflictos internacionales.
- Los costes de los servicios de ajuste se han consolidado como un reto estructural: se prevé que, en 2026, los costes de los servicios de ajuste representen el 17% del precio eléctrico, sin mecanismos de cobertura equivalentes a los de la energía, incrementa la incertidumbre de las comercializadoras.
En conclusión, los próximos meses se presentan como un periodo marcado por la incertidumbre y el aumento de precios, debido a los conflictos internacionales y el riesgo en el suministro mundial de GNL.
Impacto financiero y operativo en el negocio de las comercializadoras
La evolución de los precios del mercado eléctrico en los próximos meses presenta un escenario de alta volatilidad, lo que tendrá implicaciones directas en el modelo de negocio de las comercializadoras, dependiendo de su estructura tarifaria y su capacidad de gestión del riesgo.
Comercializadoras con tarifas indexadas: Volatilidad y adaptación
Las tarifas indexadas seguirán expuestas a la variabilidad del mercado mayorista, con precios más bajos en horas de alta producción solar, pero más elevados en momentos de menor generación renovable. El escenario previsto para los próximos meses apunta a precios más elevados, con repuntes que exigirán una gestión horaria eficiente.
Estrategia recomendada: Las comercializadoras pueden diseñar tarifas híbridas que incluyan mecanismos de protección frente a picos de precios, mejorar la predicción 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, la evolución hacia un escenario de precios más altos en el mercado mayorista y la evolución de las renovables presentan tanto ventajas estratégicas como desafíos:
Estrategia recomendada: Las comercializadoras deberán garantizar coberturas adecuadas para mantener su rentabilidad, diseñar tarifas fijas que equilibren estabilidad y competitividad, y reforzar su propuesta de valor con servicios adicionales como eficiencia energética y asesoramiento personalizado para fidelizar a los clientes.
Comercializadoras en el mercado regulado: Posibles ajustes en la PVPC
Para las comercializadoras del mercado regulado, el aumento de precios en el mercado mayorista y la reforma del PVPC suponen una posible ventaja competitiva frente al mercado libre.
Estrategia recomendada: Para competir con el PVPC, las comercializadoras deberán ofrecer servicios adicionales que vayan más allá del precio, como atención personalizada u opciones de energía verde, y posicionarse en segmentos de clientes que valoren soluciones energéticas adaptadas a sus necesidades.
Conclusión: Un mercado eléctrico con precios más altos y retos latentes
Febrero de 2026 estuvo caracterizado por una reducción en los precios del mercado eléctrico, favorecido por unos precios del gas más bajos y una mayor aportación de las renovables.
- Descenso en los precios en el mercado diario: El precio medio se situó en 77,91€/MWh, con una reducción frente a enero (-81%) y una reducción en la comparación interanual (-87,5%).
- Composición del mix energético: La energía eólica elevó su peso al 24,2%, mientras que la nuclear descendió al 10,9%.
- Intercambios internacionales en aumento: a interconexión con Francia generó 44 millones de euros en rentas de congestión, un 29,2% menos que el mes anterior y un 35,5% más que en febrero de 2025. Con Portugal, la renta fue de 4,8 millones de euros, un 381,1% superior al mes anterior y un 1.836,1% superior respecto al mismo mes del año anterior.
- Descenso del valor económico mensual: El total gestionado por OMIE alcanzó los 386 millones de euros, un 79% menos frente al mes anterior y un 82,6% menos respecto a febrero de 2025.
- Servicios de ajuste: Su peso en el precio final fue muy relevante (57,4%), añadiendo complejidad a la gestión de costes de las comercializadoras y aumentando la incertidumbre en su operativa.
- Perspectivas para los próximos meses: Las previsiones para marzo apuntan a un precio del gas cercano a 48€/MWh, en un contexto marcado por el conflicto entre Irán y Estados Unidos y el riesgo sobre el suministro mundial de GNL. En el caso del precio eléctrico, las previsiones de OMIP lo sitúan en torno a los 50€/MWh para marzo y en 35€/MWh para abril.
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