El precio medio del mercado diario (OMIE) para agosto de 2026 se ha situado en 65,56 €/MWh, en cuanto al precio del mercado spot registrado durante agosto de 2026 se ha situado en 118,24 €/MWh.
En el mercado de futuros OMIP la tendencia ha sido claramente alcista en toda la curva, tal y como refleja el gráfico de evolución histórica. El Q4-2026 cotiza a 127,27 €/MWh (+19,51%) y el Q1-2027 a 106,25 €/MWh (+22,83%). Los contratos anuales suben con menor intensidad: el Y-2027 se sitúa en 77,93 €/MWh (+15,20%) y el Y-2028 apenas se mueve, en 58,75 €/MWh (+4,17%).
Los servicios de ajuste del sistema se moderan hasta los 17,06 €/MWh, en niveles similares a los de julio de 2026.
La demanda peninsular retrocede un 8,57% respecto al mes anterior, hasta los 21.496,72 GWh, mientras que el resto de sistemas no peninsulares registran incrementos generalizados.
En cuanto al 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%).
Mercado del Gas
Los mercados de gas revierten en agosto la tendencia moderada de los meses anteriores y registran incrementos generalizados. El MIBGAS cierra en 61,82 €/MWh, un 12,40% por encima del valor 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: el Q4-2026 cotiza en 68,88 €/MWh para MIBGAS y 69,47 €/MWh para TTF (+19,11% y +18,95%), el Q1-2027 en 66,35 y 66,70 €/MWh (+22,62% y +22,84%), y el Y-2027 cierra en 50,38 y 50,99 €/MWh, con subidas del 21,22% y del 21,47% respectivamente. 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.
Derechos de emisión 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.
Activaciones SRAD 2º semestre 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.
