Por qué el almacenamiento es clave para aprovechar la energía solar
Real Decreto-ley 25/2026: Novedades del Sistema CAE
El gas y la generación térmica elevan el precio eléctrico pese al fuerte peso solar
El mercado energético español cerró agosto de 2026 continuando la tendencia iniciada en julio. A pesar de la elevada producción solar y disminuir los precios en las horas centrales del día, no ha sido suficiente para compensar el fuerte encarecimiento de las horas nocturnas. El precio medio de la electricidad alcanzó 118,24 €/MWh, el máximo de 2026, y un 72,8% superior respecto del año anterior.
La principal diferencia frente a los meses de primavera es la combinación de varios factores adversos. El MIBGAS alcanzó 62,31 €/MWh, prácticamente duplicando su nivel de agosto de 2025; el CO₂ se situó en 81,57 €/t; los ciclos combinados aportaron un elevado 20,69% del mix y la demanda, aunque descendió respecto a julio, permaneció un 3,8% por encima del año anterior. Al mismo tiempo, la generación solar representó el 31,76% del mix, provocando una acusada separación entre unas horas centrales con precios inferiores a 20 €/MWh y una punta nocturna que superó los 200 €/MWh.
Agosto confirma así la evolución apuntada en los informes anteriores: el problema del sistema se está desplazando desde la disponibilidad de energía hacia su integración temporal y la disponibilidad de flexibilidad. En mayo y junio predominaba la capacidad de la renovable para contener el precio medio; julio marcó el comienzo de una mayor exposición al coste térmico, y agosto consolida este cambio de régimen.
Evolución del precio de la electricidad
El precio medio del mercado eléctrico español en agosto de 2026 fue de 118,24 €/MWh.
La subida resulta especialmente relevante porque se produce después del fuerte incremento registrado en julio. El mercado ha pasado de 42,44 €/MWh en abril, 54,25 €/MWh en mayo y 70,08 €/MWh en junio, a 104,80 €/MWh en julio y finalmente 118,24 €/MWh en agosto. En apenas cuatro meses, el precio prácticamente se ha triplicado.
La curva horaria mantiene, e incluso amplifica, el patrón estructural observado durante los últimos meses. Entre las 12:00 y las 17:00, los precios medios se situaron entre 14,28 y 18,85 €/MWh en prácticamente todas las horas, con el mínimo mensual horario a las 13:00. La elevada producción fotovoltaica continuó ejerciendo así un fuerte efecto depresor sobre el mercado durante las horas centrales.
También resulta significativo el bloque nocturno completo: desde medianoche hasta las 8:00, los precios se mantuvieron mayoritariamente entre 160 y 184 €/MWh. Por tanto, agosto no presenta únicamente una punta vespertina costosa, sino una elevada dependencia de generación marginal cara durante prácticamente todas las horas sin producción solar.
La amplitud entre el mínimo y el máximo horario medio alcanza aproximadamente 192 €/MWh, significativamente superior a la registrada en meses anteriores. Este diferencial refuerza el valor económico del almacenamiento y de la demanda flexible: el problema no es únicamente producir energía barata, sino disponer de capacidad suficiente para trasladarla desde las horas solares hacia las horas nocturnas.
Comparativa de precios en Europa
España volvió a situarse por debajo de los principales mercados europeos, aunque la ventaja respecto a Francia, Alemania y Países Bajos fue relativamente limitada.
España presentó un precio aproximadamente un 3,7% inferior al francés, un 5,7% inferior al neerlandés y un 6,8% inferior al alemán. Por tanto, aunque mantuvo cierta ventaja, la diferencia con Centroeuropa quedó reducida a menos de 9 €/MWh.
Italia volvió a representar la principal excepción. Con 180 €/MWh, su precio fue un 52,2% superior al español, confirmando su mayor exposición estructural al coste de las tecnologías térmicas y a limitaciones de interconexión.
El comportamiento francés resulta particularmente significativo. Durante agosto, las elevadas temperaturas y los bajos caudales de los ríos limitaron la disponibilidad de parte del parque nuclear.
Evolución del precio del gas natural (MIBGAS)
El precio medio de MIBGAS alcanzó 62,31 €/MWh en agosto de 2026. La evolución supone un incremento del 12,1% respecto a julio, cuando MIBGAS registró 55,57 €/MWh, y del 91,9% interanual, frente a los 32,47 €/MWh de agosto de 2025.
La trayectoria de 2026 muestra un cambio de régimen especialmente claro. El gas comenzó el año en 35,80 €/MWh y, tras mínimos próximos a 32 €/MWh en febrero y marzo, subió hasta 44–46 €/MWh entre abril y junio, 55,57 €/MWh en julio y finalmente 62,31 €/MWh en agosto.
La media del primer trimestre fue aproximadamente 33,31 €/MWh, frente a 45,02 €/MWh en el segundo trimestre. Julio y agosto promedian ya cerca de 58,94 €/MWh. Por tanto, la presión alcista no se limita a una única sesión o evento, sino que se ha ido trasladando progresivamente a la estructura de precios.
Para el sistema eléctrico español, este encarecimiento es particularmente relevante porque coincidió con una participación de los ciclos combinados del 20,69%. Cuando estas instalaciones cierran el balance del sistema, especialmente durante las horas nocturnas.
La elevada capacidad española de regasificación continúa reduciendo el riesgo físico de falta de suministro, pero no protege frente al riesgo internacional de precio. La creciente exposición europea al GNL implica una mayor sensibilidad a alteraciones geopolíticas, costes de transporte marítimo y competencia internacional por cargamentos.
El mix energético en España
La energía solar alcanzó el 31,76% del mix de generación, consolidándose como primera tecnología. Este dato es coherente con el perfil horario observado: abundancia de generación durante las horas centrales y fuerte reducción de precios precisamente cuando la radiación solar alcanza sus máximos.
Los ciclos combinados fueron la segunda tecnología, con un 20,69%, ligeramente por encima del 20,08% observado en julio. La elevada utilización térmica resulta especialmente relevante en un contexto en el que simultáneamente aumentaron MIBGAS y los derechos de emisión.
La nuclear aportó un 18,60%, manteniéndose como principal tecnología firme baja en carbono. La eólica descendió hasta el 13,33%, mientras que la hidráulica se redujo hasta el 6,88%, frente al 7,61% de julio. La combinación de menor aportación eólica e hidráulica aumenta la necesidad de generación térmica cuando desaparece la fotovoltaica.
Evolución de la demanda eléctrica peninsular
La demanda eléctrica peninsular alcanzó 21.404 GWh en agosto de 2026. El consumo descendió un 8,8% respecto a julio, cuando se alcanzaron 23.458 GWh, pero se mantuvo un 3,8% por encima de agosto de 2025.
El hecho de que la demanda descienda frente a julio mientras OMIE aumentó de 104,80 a 118,24 €/MWh es especialmente relevante. Confirma que el encarecimiento de agosto no puede explicarse principalmente por un aumento del consumo agregado. El coste del gas, la menor disponibilidad relativa de determinadas tecnologías renovables y el perfil horario de la demanda tuvieron mayor peso.
Desde una perspectiva estructural, sigue siendo necesario diferenciar el crecimiento bruto de la demanda de un crecimiento derivado de la electrificación. La climatización estival puede elevar significativamente el consumo sin representar necesariamente una transformación estructural del sistema energético.
El reto continúa siendo desarrollar un sistema capaz de responder económicamente al elevado diferencial horario: recarga inteligente de vehículos eléctricos, almacenamiento térmico, bombeo, electrolizadores y procesos industriales flexibles.
Evolución del precio del Brent y las emisiones de CO2
El precio medio del Brent se situó en 91,08 $/barril en agosto. El precio aumentó un 8,7% respecto a julio, cuando había registrado 83,76 $/barril, y se situó un 34,2% por encima de agosto de 2025.
El impacto directo del Brent sobre OMIE sigue siendo limitado, pero su evolución continúa siendo relevante para la inflación, los costes logísticos y de transporte y, de manera indirecta, para el conjunto del complejo energético internacional.
Derechos de emisión de CO2
El precio medio de los derechos europeos de emisión se situó en 81,57 €/tCO₂ en agosto. El incremento fue moderado frente a julio (+1,4%), pero mucho más significativo en términos interanuales: +14,7% frente a agosto de 2025.
El movimiento del CO₂ adquirió especial importancia durante agosto porque coincidió con el fuerte encarecimiento del gas y con un peso de los ciclos combinados superior al 20% del mix. La combinación gas + CO₂ eleva el coste marginal térmico precisamente en las horas en las que la producción solar desaparece.
Esto explica por qué una elevada penetración renovable reduce la frecuencia con que las centrales térmicas determinan el precio, pero no necesariamente reduce su influencia económica cuando finalmente son necesarias para cerrar el sistema.
Evolución de los precios futuros
Agosto registra un fuerte movimiento alcista en las curvas de electricidad y gas. El movimiento más relevante se concentra en Q4-26 y Q1-27, lo que muestra una fuerte prima por riesgo de invierno. Por el contrario, Q2-27 permanece en torno a 50 €/MWh, manteniendo la expectativa de una primavera con abundante generación renovable y menor presión térmica.
Siendo coherente con los datos proporcionados, podemos afirmar que el 31 de agosto que los futuros eléctricos españoles habían alcanzado máximos plurianuales coincidiendo con la escalada del gas.
Contexto regulatorio y tendencias del mercado energético
Este mes confirma una tendencia estructural en el mercado: almacenamiento, bombeo, flexibilidad y gestión de la demanda ganan relevancia para integrar la generación solar, reducir la dependencia térmica y limitar la volatilidad horaria. Al mismo tiempo, las altas temperaturas han evidenciado una mayor exposición del mercado europeo a riesgos climáticos, afectando tanto a la demanda como a la disponibilidad hidráulica y nuclear, especialmente en Francia.
El gas continúa siendo uno de los principales factores de riesgo, con repuntes en MIBGAS y en los futuros que reflejan la exposición europea al mercado internacional de GNL. La elevada capacidad española de regasificación reduce el riesgo de suministro, pero no el de precio, especialmente cuando los ciclos combinados adquieren mayor peso. A ello se suma la incertidumbre del petróleo, condicionada por la política de oferta de la OPEP+, la geopolítica y los riesgos logísticos.
De cara al otoño e invierno de 2026-27, las subidas de los futuros de electricidad y gas aconsejan mantener la cautela. En este contexto, el principal reto del sistema se desplaza desde la capacidad de generación hacia la capacidad de gestión: almacenamiento, redes, interconexiones, flexibilidad y demanda gestionable serán cada vez más determinantes para reducir la exposición al gas y sostener la competitividad del mercado eléctrico español.
Conclusión
El precio eléctrico español alcanzó 118,24 €/MWh, un 12,8% más que el mes anterior y un 72,8% por encima de agosto de 2025, pese al elevado peso de la solar y a una menor demanda. La principal explicación está en la estructura horaria del sistema: con MIBGAS en 62,31 €/MWh, CO₂ en 81,57 €/t y los ciclos combinados aportando el 20,69% de la generación, los precios oscilaron desde niveles próximos a 15 €/MWh en horas solares hasta más de 200 €/MWh durante la noche y la rampa vespertina.
Con respecto al mercado europeo, España mantuvo cierta ventaja frente a Francia, Alemania y Países Bajos, y una diferencia más amplia respecto a Italia. Además, el estrés térmico sobre la nuclear francesa y la hidráulica europea confirma que los riesgos climáticos están alterando la estacionalidad tradicional de los mercados. La señal más relevante procede de los futuros: las fuertes subidas simultáneas de electricidad y gas para Q4-26 y Q1-27 indican que el mercado no considera las tensiones de agosto únicamente coyunturales.
La prioridad estratégica sigue siendo desarrollar almacenamiento, flexibilidad, redes y demanda gestionable. Incorporar más generación renovable sin reforzar estos recursos puede seguir reduciendo los precios en determinadas horas, pero tendrá una capacidad limitada para disminuir la dependencia del gas durante los periodos sin sol. Por ello, el indicador clave será cada vez menos el porcentaje renovable y más la capacidad del sistema para trasladar la abundancia solar diurna a una menor dependencia térmica nocturna, factor decisivo para los precios, la rentabilidad renovable y la competitividad energética española durante el otoño e invierno de 2026-27.
