El mercado mayorista de la electricidad en España ha cerrado agosto con un precio medio de 118,24 euros por megavatio hora (MWh), su nivel más alto desde febrero de 2023, cuando el pool llegó a los 132,05 euros/MWh. El encarecimiento del gas natural, la mayor actividad de las centrales de ciclo combinado y una demanda eléctrica impulsada por el calor veraniego han provocado que la factura de los consumidores con tarifa regulada PVPC alcanzara su techo, algo que no se veía desde octubre de 2022, según el histórico elaborado por EFE.
Un consumidor medio con tarifa PVPC —con una potencia contratada de 4,4 kilovatios (kW) y un consumo mensual de 250 kilovatios hora (kWh) repartidos entre los tres tramos horarios— pagó en agosto 69,61 euros, casi dos euros más que en julio. Hay que remontarse a octubre de 2022, cuando la factura llegó a los 74,14 euros, para encontrar un recibo más caro.
Un verano marcado por el calor y el gas
El alza del precio de la luz en agosto responde a varios factores. La temperatura elevada disparó la demanda eléctrica, que registró sus picos más altos para un mes de agosto en años. El jueves 13 de agosto, a las 21:32 horas, la potencia máxima instantánea del sistema peninsular alcanzó los 37.189 megavatios (MW), el valor más alto para este mes desde los 37.850 MW del 27 de agosto de 2020. Ese mismo día, en la franja de 19:00 a 20:00 horas, la demanda horaria tocó los 37.125,2 MWh, un umbral que no se superaba desde agosto de 2018.
A esa presión de la demanda se sumó el encarecimiento del gas natural TTF, la referencia europea, que pasó de promediar unos 53 euros/MWh en julio a superar los 66 euros al cierre de la última semana de agosto. El incremento del coste del gas tiene un efecto directo sobre el precio de la electricidad en el mercado mayorista, porque las centrales de ciclo combinado —que queman gas para generar electricidad— son las que suelen fijar el precio marginal del sistema en los momentos de mayor consumo.
Los ciclos combinados, segunda fuente de generación del mes
Las centrales de ciclo combinado han aportado el 19,6% de toda la electricidad producida en agosto, lo que las convirtió en la segunda tecnología del mix energético, solo por detrás de la solar fotovoltaica, que cubrió el 30,6% de la generación. Respecto al mismo mes del año anterior, la aportación de los ciclos combinados creció un 30%.
Desde el apagón masivo que dejó sin electricidad a España y parte de Portugal el pasado 28 de abril de 2025, el sistema eléctrico opera en un régimen reforzado que ha incrementado la presencia de estas centrales como respaldo ante picos de consumo. La intermitencia de la energía solar —que depende de la radiación y carece aún de sistemas de almacenamiento generalizados— deja un hueco nocturno que los ciclos combinados cubren de forma sistemática. En esas franjas horarias nocturnas, el precio del MWh llegó a los 240 euros durante agosto.
El máximo anual, el 17 de agosto
El punto más alto del mes se alcanzó el lunes 17 de agosto, cuando el precio en el mercado diario llegó a 157,35 euros/MWh, el máximo anual. A lo largo del mes, el MWh superó los 100 euros en 27 de las 31 sesiones, lo que da cuenta de la presión sostenida sobre el mercado.
El contexto geopolítico también ha influido en las expectativas de los operadores. La guerra en Irán genera incertidumbre sobre el suministro energético global, de forma similar a como la invasión rusa de Ucrania tensionó los mercados en 2022. Aquella crisis llevó a España y Portugal a aplicar, con autorización de Bruselas, un tope temporal al precio del gas destinado a la generación eléctrica, lo que se conoció como excepción ibérica, y fueron reconocidos entonces como “isla energética” por su limitada capacidad de interconexión con el resto del continente europeo. Ese mecanismo extraordinario abarató el pool en aquel periodo; sin él, las facturas de entonces habrían sido todavía más altas. Ahora no existe ningún mecanismo equivalente.
Los futuros anticipan precios elevados
La estructura de la tarifa PVPC hace que el precio final para el consumidor no dependa solo del mercado diario. El 45% de la factura se referencia al mercado spot o diario, mientras que el 55% restante se calcula a partir de una cesta de contratos de futuros. Esta combinación convierte los movimientos del mercado de futuros en un factor determinante para los recibos de los próximos meses.
En ese frente, las señales que ofrece el mercado de futuros OMIP no apuntan a una bajada próxima. El contrato para septiembre cotiza a 126,25 euros/MWh; el del último trimestre del año, a 121 euros/MWh, lo que supone un 15% más que al cierre de julio; y el contrato para 2027 se sitúa en 75,7 euros/MWh, un 12% por encima del nivel de hace un mes. Estos futuros ya anticipaban a finales de julio un coste medio de 118,7 euros/MWh para agosto, una previsión que se confirmó con gran exactitud.
