Mercado eléctrico
Evolución del mercado eléctrico — Agosto 2026
Resumen ejecutivo
OMIE — Mercado diario spot
Agosto lleva al extremo la forma de curva que ya apuntaba julio. El valle solar cae hasta 13,92 €/MWh a las 13h y la punta nocturna alcanza 206,67 €/MWh a las 21h: una amplitud de 192,7 €/MWh dentro del mismo día, frente a los 106,1 €/MWh de agosto de 2025. El mercado funciona de hecho como dos mercados distintos según haya sol o no.
Precio OMIE horario — agosto 2025 vs 2026
Comparativa hora a hora (€/MWh)
A las 21h el precio pasa de 121,60 a 206,67 €/MWh (+85,1 €/MWh) y a las 20h de 105,27 a 187,68 €/MWh (+82,4 €/MWh). Es la franja en la que la fotovoltaica ya no aporta, la demanda de climatización sigue alta y el ciclo combinado fija el precio marginal. El máximo puntual del mes se registró el 13 de agosto a las 21:15, con 268,97 €/MWh.
Entre las 12h y las 13h el precio de 2026 queda por debajo del de 2025: 15,29 frente a 18,71 €/MWh a las 12h y 13,92 frente a 15,51 €/MWh a las 13h. En un mes en que el gas sube un 90% interanual, las horas centrales del día no solo resisten el encarecimiento, sino que retroceden. Además, 258 cuartos horarios cerraron a cero o en negativo —el 8,7% del mes—, con un mínimo de −2,10 €/MWh el 23 de agosto a las 12:15. Se concentran casi por completo en fines de semana, cuando la demanda industrial cae y la fotovoltaica desplaza al resto del parque.
Evolución anual OMIE
Precio medio mensual (€/MWh) — 2025 vs 2026
SSAA — Servicios de ajuste del sistema
Los costes de los servicios de ajuste se situaron en 17,22 €/MWh, un 23,9% por encima de agosto de 2025 (13,90 €/MWh) pero un 5,3% por debajo de julio (18,18 €/MWh). Es el único componente del precio final que baja en el mes. Como en julio, lo relevante es el cambio de forma de la curva: el coste de ajuste se ha desplazado desde las horas centrales hacia la punta de la tarde-noche.
Costes REE horario — agosto 2025 vs 2026
Comparativa hora a hora (€/MWh)
En agosto de 2025 la curva era muy plana, con un techo de 17,32 €/MWh a las 18h. En 2026 el máximo se sitúa en 24,64 €/MWh a las 21h, con 23,04 €/MWh a las 20h y 22,78 €/MWh a las 22h. El salto interanual en esa franja es de +11,5 €/MWh a las 21h y +10,6 €/MWh a las 22h: el sistema necesita más energía de balance justo en la rampa de retirada de la solar.
Entre las 0h y las 5h los costes de ajuste bajan respecto al año anterior, hasta 7,24 €/MWh a las 2h frente a 9,35 €/MWh en 2025. Con la generación térmica ya acoplada durante toda la noche por el nivel de demanda, el sistema requiere menos ajuste adicional en las horas de menor variabilidad. Es el mismo patrón observado en julio, algo más acentuado.
Evolución anual SS.AA. (Costes REE)
Precio medio mensual (€/MWh) — 2025 vs 2026
Evolución histórica OMIE + Costes REE
Precio medio mensual (€/MWh) — 2025 vs 2026
Demanda y precio
La demanda peninsular de agosto 2026 promedió 31.101 MW horarios, un 12,2% más que en agosto de 2025 (27.721 MW) y un 6,0% menos que en julio, que sigue siendo el máximo de la serie. El perfil del mes mantiene el sesgo estival: mínimo de 20.541 MW en la madrugada del fin de semana y máximo de 40.758 MW en punta.
Evolución de la demanda y el precio
Demanda media horaria mensual (MW) — 2025 vs 2026. Serie de demanda real peninsular (ESIOS), no comparable con la demanda nacional bruta publicada por REE, que incluye territorios extrapeninsulares.
En julio, demanda y precio subieron a la vez y era difícil separar ambos efectos. Agosto los separa: la demanda baja un 6,0% respecto a julio y el precio sube un 10,2%. Lo que ha cambiado entre un mes y otro no es el consumo, sino el coste de la tecnología que fija el precio en las horas sin sol.
Mix de generación
El mix de agosto muestra un sistema partido en dos mitades: una fotovoltaica que marca su máximo del año y satura las horas centrales, y un ciclo combinado que sostiene en solitario la punta nocturna.
Mix de generación — curva tipo diaria
Producción programada P48 promedio por tecnología (MWh) — Agosto 2026. No se incluyen bombeo, baterías, enlace Baleares ni tecnologías de aportación residual.
Su punta llega a 10.383 MWh a las 21h —la misma hora en la que el precio marca su máximo— y no baja de 7.539 MWh en toda la madrugada, mientras cae hasta 2.244 MWh a las 12h. Con el gas TTF en 62,14 €/MWh y los derechos de emisión en 81,63 €/tCO2, su coste variable es el que se traslada al precio en las horas caras.
La nuclear opera prácticamente plana entre 6.353 y 6.377 MWh y actúa como base del sistema. La eólica terrestre presenta el perfil habitual de verano —máximo de 7.157 MWh a las 22h y mínimo de 2.243 MWh a las 12h— y su aportación en la rampa de la tarde es insuficiente para relevar a la solar. La hidráulica UGH concentra su producción en la punta, con 5.064 MWh a las 21h frente a 557 MWh a las 16h: un uso claramente orientado a las horas de precio alto.
Combustibles y CO2
Las tres referencias suben de nuevo en agosto, pero el patrón es distinto al de julio. Entonces hubo escalada y corrección dentro del mismo mes; en agosto el gas ha subido de forma sostenida y sin retrocesos relevantes, cerrando el mes en su nivel más alto. El punto de partida de septiembre queda por encima de la media de agosto.
El 31 de agosto QatarEnergy amplió de nuevo la declaración de fuerza mayor sobre sus entregas de GNL a clientes europeos y asiáticos, esta vez hasta principios de noviembre. Es la sexta prórroga mensual consecutiva desde marzo. El mercado deja así de descontar una interrupción transitoria y pasa a descontar una oferta estructuralmente restringida que cubre íntegramente la ventana de llenado de los almacenamientos europeos previa al invierno.
Gas TTF — evolución mensual
€/MWh — 2025 vs 2026
Es el nivel mensual más alto de toda la serie 2021–2026 al margen del episodio de 2022, y un 13,1% superior al de julio. La trayectoria intramensual no tuvo prácticamente correcciones: 57,51 €/MWh el día 3, mínimo de 52,40 €/MWh el día 5 y subida continuada hasta cerrar el 31 de agosto en 69,81 €/MWh, un 21,4% por encima del arranque del mes. Al cierre de agosto los almacenamientos europeos rondaban el 65% de llenado, unos trece puntos por debajo del nivel del año anterior en la misma fecha.
Derechos de emisión CO2 (EUA) — evolución mensual
€/tCO2 — 2025 vs 2026
Brent — evolución mensual
$/barril — 2025 vs 2026
Contexto a vigilar
Tres factores van a condicionar la evolución de precios en los próximos meses, con horizontes temporales distintos.
El corredor marítimo temporal y el mecanismo de desminado que negocian Irán y Omán son hoy la variable con mayor capacidad de mover el precio, en cualquiera de los dos sentidos. Mientras no se concreten, la fuerza mayor de QatarEnergy sigue vigente hasta principios de noviembre y el gas mantiene incorporada la prima de riesgo. Agosto cerró con el TTF en 69,81 €/MWh, un 12% por encima de su propia media mensual: septiembre parte de un nivel más alto del que refleja el indicador.
El indicador determinante es el ritmo de llenado de los almacenamientos europeos. Con las reservas en torno al 65% al cierre de agosto —trece puntos por debajo del año anterior— y la ventana de inyección agotándose, la dependencia de las importaciones de GNL antes del invierno aumenta. Los futuros eléctricos para el cuarto trimestre cotizan ya en el entorno de 127 €/MWh, un nivel que incorpora esa expectativa.
Agosto es el mejor retrato hasta la fecha de la asimetría del sistema: 258 cuartos horarios a cero o en negativo conviviendo, en el mismo mes, con un máximo de 268,97 €/MWh, y una amplitud de 192,7 €/MWh entre el valle y la punta de la curva horaria media del mes. Las horas con sol son inmunes a la crisis geopolítica; las horas sin sol quedan totalmente expuestas al gas importado. Esa brecha es la medida directa del valor del almacenamiento —baterías, bombeo hidráulico e hidrógeno verde— como vía para trasladar energía de las horas excedentarias a las deficitarias y reducir la exposición estructural del sistema a episodios de este tipo.