Tendencias en el mercado eléctrico para 2026
El mercado eléctrico entra en 2026 en un escenario más exigente. Los costes regulados se actualizan, el peso de las renovables continúa en aumento y el perfil horario del consumo se consolida como el factor decisivo del precio final. El análisis del sector ya no puede limitarse al volumen de energía utilizada: la clave está en cuándo se consume y cómo se contrata.
Desde Globalsyde, analizamos qué tendencias van a marcar el año y cómo pueden afectar a empresas, comercializadoras y grandes consumidores:
- Análisis de tendencias macro: Demanda, electrificación y renovables
- Previsiones de precios eléctricos para 2026
- Cambios regulatorios relevantes para 2026
- Oportunidades y riesgos para empresas y consumidores
Análisis de tendencias macro: Demanda, electrificación y renovables
Evolución prevista de la demanda eléctrica
A escala europea, el escenario que describe ICIS en su análisis “10 Power market predictions for 2026” mantiene una visión prudente sobre la evolución de la demanda eléctrica. Tras un crecimiento real de la demanda del 0,5% en 2025, la previsión base para 2026 se sitúa en +1,2%, por debajo de las estimaciones del London Stock Exchange Group (LSEG), +1,7%, y de la IEA, +1,5%.
En el ámbito español, se espera un alto crecimiento de la demanda eléctrica a medio plazo: el PNIEC prevé un aumento del 34% del consumo eléctrico entre 2019 y 2030, frente al 5% que contemplaban versiones anteriores. Sin embargo, la trayectoria reciente muestra un ritmo mucho más moderado.
En 2025, la demanda eléctrica nacional en España creció un 2,7% según REE, lo que confirma la distancia entre los objetivos de planificación y la realidad de corto plazo.
Señales de electrificación y presión de costes
A escala europea, el análisis de ICIS sitúa la electrificación como vector de crecimiento, pero con peso todavía limitado en el agregado: centros de datos, bombas de calor y vehículo eléctrico crecen rápido, pero juntos representan menos del 10% de la demanda europea.
- Industria: La Comisión Europea identifica la electrificación de procesos industriales como vía principal para reducir emisiones y mejorar la eficiencia. El crecimiento no vendrá tanto por más volumen productivo, sino por un cambio en la composición del tejido industrial hacia actividades de mayor valor añadido.
- Transporte: La movilidad eléctrica es el mayor motor de nueva demanda. De acuerdo con la Agencia Europea del Medio Ambiente, el vehículo eléctrico podría representar entre el 4% y el 5% del consumo eléctrico en 2030.
- Edificación y servicios: La Unión Europea, a través de REPowerEU, ha fijado el objetivo de 400 GW solares en 2030. La sustitución de sistemas térmicos por equipos eléctricos desplaza consumos hacia la electricidad y aumenta la sensibilidad a la temperatura. La gestión inteligente de edificios, con sensores y control en tiempo real, permite ajustar cargas y abre espacio a contratos más dinámicos.
- Sector TIC: Aunque su peso agregado es todavía reducido, los informes europeos coinciden en que su crecimiento es sostenido y exige soluciones específicas de respaldo, almacenamiento y compra de energía renovable a largo plazo.
El mercado del CO2 se ha convertido de nuevo en un factor decisivo. En 2025 los derechos de emisión pasaron de 62,54 €/tCO2 en abril a 87,26 €/tCO2 a cierre de diciembre, y el balance del EU ETS mostró un déficit de −156 millones de EUAs. Con este punto de partida, los analistas de ICIS plantean la posibilidad de alcanzar 100 €/tCO2 en el primer semestre de 2026, un nivel que, de confirmarse, trasladaría presión directa a los precios mayoristas en buena parte de Europa.
Renovables, granularidad horaria y horas negativas
Según el informe anual de la consultora Montel en 2025, la generación renovable agregada europea alcanzó 1.332,8 TWh, por debajo de los 1.375,1 TWh de 2024. El descenso se explica por dos factores:
- Eólica: caída del 4,3 %, hasta 511,4 TWh.
- Hidráulica: retroceso del 11 %, hasta 427,4 TWh, condicionado por niveles de lluvia insuficientes.
La excepción fue la solar fotovoltaica, que marcó un nuevo récord en un año especialmente soleado, con un avance del 13,5% respecto a 2024 y 284,5 TWh generados
En el mercado español, la tendencia es todavía más marcada. REE estima que las renovables representaron el 56% del mix en 2025, porcentaje que se eleva al 57% si se incluye el autoconsumo. El sistema superó por primera vez los 100 GW renovables instalados, con la incorporación de 9 GW fotovoltaicos nuevos.
El aumento del peso solar tiene un efecto inmediato en la señal de precios. Según ICIS, fuera de los países nórdicos las horas con precio negativo aumentaron un 30% en 2025, y para 2026 se espera que el fenómeno continúe por la expansión fotovoltaica.
España se sitúa ya entre los mercados más expuestos. A finales de octubre de 2025, fue el 4.º país de Europa con mayor número de horas negativas, con 569 horas, solo por detrás de Suecia, Países Bajos y Alemania.
Previsiones de precios eléctricos para 2026
En Europa, el escenario para 2026 apunta a una moderación de los precios energéticos que contribuiría a contener la inflación:
- El contrato TTF holandés a un mes cerró 2025 en torno a 28€/MWh, frente a 43,4€ del año anterior.
- Brent se sitúa cerca de 62$ por barril, un 16% menos que a finales de 2024.
- Las previsiones de la IEA apuntan a un precio medio del crudo de 55$ en 2026, lo que refuerza la expectativa de costes energéticos más contenidos.
- En los mercados eléctricos, las curvas de futuros europeas para 2026, 2027 y 2028 se mantienen prácticamente planas, con la excepción de Francia.
En España, las previsiones del grupo ASE estiman que el precio medio del pool en 2026 se situará en torno a 54,55€/MWh, lo que supone una caída cercana al 16% respecto a los 65,52€/MWh de 2025.
Este escenario se apoya en tres elementos:
- Sobreoferta de generación renovable.
- Gas en torno a 27€/MWh.
- Derechos de emisión cerca de 86€ por tonelada.
Un elemento crítico serán los costes de ajuste y balance. Es muy probable que Red Eléctrica mantenga un uso elevado de ciclos combinados para garantizar la estabilidad del sistema, tras el cero energético. Como consecuencia, estos costes podrían mantenerse en torno a 17€/MWh durante todo 2026, un componente que seguirá condicionando el coste real del suministro al margen del pool.
Cambios regulatorios relevantes para 2026
Desde el 1 de enero de 2026 quedan fijados tanto los nuevos peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad, como los precios de los cargos del sistema por potencia y energía.
Peajes de acceso a redes para 2026
Los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad para 2026 subirán, en término medio, un 0,5% con respecto de los a los del ejercicio 2025.
- El aumento de la retribución es compensado en parte por la mayor demanda esperada.
- Reducciones para los consumidores domésticos (2.0 TD) y los consumidores industriales (6.3 TD).
- Aumentos para el resto de los consumidores, debido al mayor peso que tiene la retribución de la red de transporte en sus peajes.
La retribución del transporte aumenta un 12,1% y la retribución de la distribución aumenta un 2,5% respecto de las consideradas en la Resolución de peajes del ejercicio 2025.
Cargos y costes regulados del sistema eléctrico para 2026
Actualización de cargos del sistema
Se mantiene la estructura por periodos y segmentos tarifarios introducida en 2021, pero adaptando los precios a las necesidades de recaudación previstas para el sistema en 2026.
Pagos por capacidad
El objetivo radica en garantizar que la recaudación cubra exactamente el coste previsto de estos mecanismos.
Esta actualización cobra especial importancia en un contexto de mayor dependencia operativa de los ciclos combinados para asegurar la estabilidad del sistema, lo que conecta directamente con los costes de ajuste y balance.
Otros puntos clave
Además de la actualización de cargos y pagos por capacidad, la orden incorpora ajustes estructurales relevantes:
- Tarifas y recarga de vehículo eléctrico: Cargos de potencia nulos y recuperación íntegra a través del término de energía.
- Déficits y derechos de cobro: Para 2026 se fijan importes agregados por 1.883.432.298,47€, que incluyen anualidad FADAE, ajustes en la anualidad y Déficit 2013.
- Hidrógeno renovable: Quedan exentas del pago de cargos, siempre que se acredite su actividad de conversión energética ante distribuidora o comercializadora.
- Bono social: La financiación del bono social en se reparte entre Producción (41,14%), Transporte (1,89%), Distribución (8,02%), Comercialización (48,20%) y Consumidores directos (0,75%)
Conclusión estratégica
El escenario eléctrico de 2026 está definido por la combinación de tres vectores estructurales:
- Mayor peso de la energía renovable en el mix de generación.
- Mayor granularidad horaria del precio de la electricidad.
- Un marco regulatorio que desplaza progresivamente el peso económico hacia la energía y el uso real de la red.
El resultado es un mercado menos predecible en términos medios y mucho más dependiente del perfil de consumo, la gestión operativa y la estructura contractual.
¿Qué sectores ganan?
Los sectores que salen mejor posicionados son aquellos capaces de adaptar su consumo al perfil horario del sistema y aprovechar la sobreoferta renovable en determinados tramos del día:
- Empresas intensivas en consumo eléctrico con flexibilidad operativa real (procesos desplazables, turnos adaptables, gestión de cargas).
- Sectores con capacidad de integrar autoconsumo, almacenamiento o compra directa de energía renovable.
- Actividades con alto peso de consumo diurno, alineadas con la producción solar.
- Empresas con estructuras contractuales dinámicas y gestión activa de mercado.
En estos perfiles, el nuevo entorno permite reducir costes estructurales y mejorar la competitividad energética sin depender exclusivamente del precio medio del pool.
¿Qué perfiles de consumidor deben adaptarse?
Los perfiles de consumidor más expuestos son aquellos que mantienen modelos rígidos de consumo y contratación:
- Consumidores con cargas concentradas en horas de alta presión de red.
- Empresas con contratos eléctricos estáticos, sin adaptación horaria ni gestión de flexibilidad.
- Sectores dependientes de suministro continuo sin capacidad de desplazamiento de consumo.
- Comercializadoras con carteras poco diversificadas y sin segmentación por perfil horario.
En estos casos, el riesgo no está tanto en el precio medio del mercado como en el coste real del suministro, condicionado por ajustes, balance, perfil horario y costes regulados asociados al uso de red.
¿Qué señales deben vigilar las comercializadoras en 2026?
Las variables estratégicas no son solo energéticas, sino operativas y regulatorias:
- Evolución de los costes de ajuste y balance como componente estructural del coste real.
- Crecimiento de las horas de precios negativos y su impacto en estructuras contractuales.
- Intensidad del respaldo térmico y uso de ciclos combinados.
- Traslado real del EU ETS a los mercados marginalistas.
- Desfase entre precio spot y coste total del suministro.
- Comportamiento horario de la demanda frente a la expansión renovable.
En este contexto, la competitividad de las comercializadoras depende en gran medida de su capacidad para navegar en este entorno. De ahí que contar con herramientas y soluciones digitales de gestión pueden ser claves para su sostenibilidad y crecimiento, con el objetivo de gestionar de la mejor manera posible aspectos clave del negocio como: la liquidación con perfil horario, el cumplimiento de la regulación, manejo de la estructura de costes, los procesos internos y una operativa de facturación adecuada.
Globalsyde Argentia permite a las comercializadoras operar en este entorno con control y precisión, gestionando de forma estructurada la complejidad regulatoria, la liquidación cuartohoraria y la creciente variabilidad del sistema dentro de los procesos de negocio. La plataforma facilita una gestión de facturación ágil y trazable, reduce errores operativos y permite adaptar tarifas, márgenes y condiciones comerciales a la realidad del consumo y del mercado.
¿Qué es Globalsyde?
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