Agosto de 2026 rompe con la calma estival que venían mostrando los mercados energéticos en los meses previos. Tanto la electricidad como el gas retoman una tendencia alcista clara, el mercado de derechos de emisión de CO2 mantiene su tono firme y las activaciones del Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) confirman el papel creciente de la flexibilidad en la gestión del sistema eléctrico. Repasamos las principales cifras del mes y su lectura para la planificación energética de las empresas industriales y de servicios.
Electricidad
El valor medio del OMIE en lo que llevamos de 2026 se sitúa en 65,56 €/MWh. El precio de mercado spot registrado durante agosto se ha situado en 118,24 €/MWh, reflejando el repunte estacional habitual de los meses de mayor demanda de refrigeración.
En el mercado de futuros OMIP la tendencia ha sido claramente alcista en toda la curva:
- Q4-2026: 127,27 €/MWh (+19,51% mensual; +80,52% interanual)
- Q1-2027: 106,25 €/MWh (+22,83% mensual; +65,86% interanual)
- Q2-2027: 50,25 €/MWh (+5,28% mensual; +43,82% interanual)
- Y-2027: 77,93 €/MWh (+15,20% mensual; +33,22% interanual)
- Y-2028: 58,75 €/MWh (+4,17% mensual; +0,60% interanual), prácticamente estable
Este encarecimiento generalizado de la curva de futuros es especialmente relevante para las empresas que estén valorando cerrar posiciones de compra a plazo o renovar contratos de suministro de cara a 2027: cuanto antes se analice la estrategia de contratación, mayor margen de maniobra existe frente a un mercado que, de momento, sigue tensionado al alza.
Los servicios de ajuste del sistema se moderan hasta los 17,06 €/MWh, en niveles similares a los de julio.
La demanda peninsular retrocede un 8,57% respecto al mes anterior, hasta los 21.496,72 GWh, en línea con el patrón habitual de agosto, mientras que el resto de sistemas no peninsulares registran incrementos generalizados.
En el mix de generación, la solar fotovoltaica se mantiene como tecnología de mayor aportación, con un 29,04% del total, y la cuota renovable se sitúa en el 52,86%, ligeramente por debajo del 54,17% de julio pero en línea con la media de 2025 (52,93%).
Gas natural
Los mercados de gas revierten en agosto la tendencia moderadora de los meses anteriores y registran incrementos generalizados. El MIBGAS cierra en 61,82 €/MWh, un 12,40% por encima de julio, mientras que el TTF se sitúa en 61,46 €/MWh, con una subida del 15,40% en el mismo periodo.
En el mercado de futuros el encarecimiento se traslada a toda la curva:
- Q4-2026: 68,88 €/MWh MIBGAS (+19,11% mensual) / 69,47 €/MWh TTF (+18,95% mensual)
- Q1-2027: 66,35 €/MWh MIBGAS (+22,62% mensual) / 66,70 €/MWh TTF (+22,84% mensual)
- Y-2027: 50,38 €/MWh MIBGAS (+21,22% mensual) / 50,99 €/MWh TTF (+21,47% mensual)
En el mercado del petróleo, el Brent también recupera terreno, situando el precio medio spot en 86,87 $/bbl, un 4,15% por encima del mes anterior, con un tipo de cambio de 1,1591 $/€ (+1,51%). En futuros, el incremento es homogéneo en toda la curva, entre el 4,63% y el 6,18% según el vencimiento.
La demanda de gas se mantiene en niveles propios de la época estival, mientras que los almacenamientos europeos permanecen en fase de inyección de cara a la constitución de reservas para el próximo invierno.
CO2
La cotización de los derechos de emisión de CO2 (EUA) mantiene la tendencia alcista de fondo del mercado europeo de carbono, cerrando agosto en 81,59 €/tm, un 1,46% por encima de los 80,42 €/tm de julio. Durante el mes, la cotización ha oscilado en un rango moderado, entre un mínimo de 80,08 €/tm y un máximo de 83,65 €/tm. Para las instalaciones sujetas al régimen de comercio de derechos de emisión, esta tendencia refuerza el argumento de fondo de cualquier proyecto de descarbonización: cada tonelada de CO2 evitada tiene, además del beneficio ambiental, un valor económico creciente.
Activaciones SRAD — segundo semestre de 2026
Durante los meses de julio y agosto de 2026, el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) ha registrado varias activaciones dentro de la capacidad de 1.775 MW asignada para el segundo semestre del año (frente a los 1.725 MW del primer semestre), que se resolvió con un precio marginal de adjudicación de 42,62 €/MW y hora de disponibilidad.
Con el periodo de prestación establecido del 1 de julio al 31 de diciembre de 2026 (2.358 horas), una instalación con 1 MW adjudicado percibe en torno a 100.498 €/MW durante el semestre solo por mantener disponible su capacidad de reducción de demanda, con independencia de que llegue a ser activada.
Sobre esa base, el sistema ha registrado activaciones efectivas los días 15 y 22 de julio, así como el 11 y el 20 de agosto, motivadas principalmente por caídas puntuales de la producción eólica y, en el caso de agosto, también por la coincidencia de altas temperaturas, elevada demanda eléctrica y generación renovable inferior a la prevista. Estas activaciones reflejan el papel creciente de la flexibilidad de la demanda y del almacenamiento como herramientas para gestionar la conocida rampa vespertina del sistema.
¿Qué implica este contexto para la gestión energética de tu empresa?
El comportamiento de agosto confirma que la volatilidad de los mercados energéticos ha dejado de ser una excepción para convertirse en la norma. En este escenario, contar con visibilidad en tiempo real sobre el consumo y el coste energético —como la que ofrece nuestra plataforma LuzIA— resulta clave para tomar decisiones de contratación y eficiencia con datos actualizados, en lugar de reaccionar únicamente a la factura.
Desde iGEX analizamos el contexto de mercado, validamos la viabilidad técnica de cada medida —ya sea una revisión de la estrategia de compra, una auditoría energética o la participación en mecanismos de flexibilidad como el SRAD— y acompañamos a las empresas en su implantación real. Si quieres valorar cómo te afecta la evolución de estos mercados o necesitas apoyo para planificar tu estrategia energética de cara a 2027, puedes contactar con nuestro equipo.
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