España produjo en agosto más de la mitad de su electricidad con fuentes renovables. Sin embargo, el mercado mayorista alcanzó los 118,24 €/MWh de media, su nivel mensual más alto desde febrero de 2023.
La aparente contradicción se entiende mejor al analizar el precio eléctrico por horas. Durante las horas de mayor producción fotovoltaica, la electricidad fue mucho más barata. Cuando desapareció el sol y aumentó la necesidad de ciclos combinados, el gas volvió a condicionar el precio.
Para una empresa industrial, esta diferencia horaria aporta una información importante: ya no basta con saber cuánto consume. También importa cuándo consume, qué parte de la demanda puede desplazarse y cómo está contratada la energía.
Precio eléctrico por horas
Por qué subió la electricidad pese al crecimiento renovable
Las renovables generaron 13.640 GWh durante agosto de 2026, un 11% más que un año antes, según los datos publicados por Red Eléctrica. Su participación alcanzó el 53,6% de la generación nacional.
La fotovoltaica fue la primera tecnología del sistema, con un 29,2% del mix y 7.445 GWh. Su producción aumentó un 27,5% interanual.
Pero hubo otra cifra significativa: los ciclos combinados fueron la segunda tecnología, con un 20,7% de la generación.
El resultado muestra una característica del actual sistema eléctrico español. La energía solar puede cubrir una parte muy importante de la demanda durante determinadas horas, pero no produce de forma uniforme durante las 24 horas.
Cuando disminuye la generación renovable y la demanda continúa siendo elevada, el sistema necesita tecnologías gestionables. Entre ellas están las centrales de ciclo combinado que utilizan gas natural.
Y si el gas está caro, esa necesidad puede trasladarse rápidamente al mercado eléctrico.
El precio eléctrico por horas muestra dos mercados muy diferentes
El precio medio mensual oculta diferencias muy importantes dentro de una misma jornada.
Según los datos recogidos por Infobae, entre las 10:00 y las 18:00 horas el precio medio de la electricidad en agosto se situó en 26,37 €/MWh. Fuera de esa franja alcanzó 164,19 €/MWh.
La diferencia ronda los 138 €/MWh.
Esto significa que hablar simplemente de una electricidad a 118,24 €/MWh explica solo una parte de lo ocurrido.
Durante las horas de alta producción fotovoltaica, una oferta abundante de electricidad de bajo coste marginal presiona los precios a la baja. Cuando esa generación desaparece al atardecer, otras tecnologías deben cubrir el consumo.
Los ciclos combinados pueden convertirse entonces en la última tecnología necesaria para satisfacer la demanda.
En un mercado marginalista, esa última tecnología aceptada determina el precio de casación. Por eso el gas no necesita ser la principal fuente de electricidad para tener una influencia considerable sobre su precio.
Las renovables reducen la exposición al gas, pero todavía no la eliminan
La expansión eólica y fotovoltaica está reduciendo estructuralmente la dependencia del gas del mercado eléctrico español.
Eso no significa que España haya dejado de estar expuesta a sus fluctuaciones.
En agosto coincidieron varios factores: aumento de la demanda eléctrica, fuerte utilización de los ciclos combinados y encarecimiento del gas internacional.
Red Eléctrica calcula que la demanda nacional aumentó un 2,4% interanual, corregidos los efectos de temperatura y laboralidad. En términos brutos alcanzó 23.137 GWh, un 3,7% más que en agosto de 2025.
La consecuencia fue una combinación poco habitual hace unos años: mucha generación renovable y, simultáneamente, una elevada presencia de gas.
Esto explica por qué aumentar la potencia renovable es necesario, pero no suficiente para reducir la volatilidad en todas las horas del día.
También son necesarios almacenamiento, redes, interconexiones y una demanda con mayor capacidad de adaptación.
Qué significa esta brecha de precios para una industria
Para una fábrica, el precio eléctrico por horas convierte la curva de carga en una variable económica.
La curva de carga representa cómo evoluciona el consumo eléctrico de una instalación a lo largo del tiempo. Permite identificar cuándo aparecen las puntas, qué procesos concentran la demanda y qué consumos permanecen activos fuera de los periodos productivos.
Una empresa con consumo intensivo durante las horas caras puede tener una exposición al mercado muy diferente de otra que consuma la misma cantidad anual, pero concentre parte de su actividad en periodos más económicos.
Esto es especialmente relevante para contratos indexados.
Pero incluso una empresa con precio fijo debería conocer su perfil horario. Las comercializadoras incorporan el riesgo y el perfil de consumo al calcular sus ofertas y renovaciones.
Por tanto, el objetivo no debería ser trasladar indiscriminadamente la producción hacia las horas baratas. En una instalación industrial existen procesos, turnos, mantenimiento, temperaturas, calidad de producto y necesidades logísticas que limitan la flexibilidad.
La cuestión técnica es otra: identificar qué consumo puede modificarse sin perjudicar el proceso productivo y valorar económicamente esa flexibilidad.
Qué consumos pueden desplazarse hacia las horas más baratas
No existe una respuesta válida para todas las industrias.
En determinadas instalaciones puede existir margen para modificar la operación de sistemas auxiliares, producción de frío o calor, bombeos, compresores, carga de baterías o recarga de vehículos eléctricos.
En otras, el proceso productivo puede ser prácticamente continuo.
Antes de modificar horarios es necesario estudiar al menos:
- curvas de carga y potencias máximas;
- consumos base fuera del horario productivo;
- procesos desplazables;
- condiciones del contrato eléctrico;
- autoconsumo existente o previsto;
- posibilidades de almacenamiento;
- coste de detener, arrancar o modificar procesos.
La diferencia entre 26 y 164 €/MWh observada en agosto demuestra el valor potencial de conocer esa información. Pero no significa que desplazar consumo vaya a producir automáticamente ese ahorro, porque el coste final depende del contrato y del resto de componentes de la factura.
Autoconsumo y almacenamiento ante una mayor volatilidad horaria
La fotovoltaica industrial tiene una ventaja evidente en este escenario: genera precisamente durante las horas en las que existe abundancia solar.
Sin embargo, esto introduce un aspecto que debe analizarse al dimensionar una instalación.
Cuanta más fotovoltaica entra en el sistema, menor puede ser el precio del mercado durante determinadas horas solares. Por tanto, el valor económico de consumir directamente la electricidad producida puede ser muy diferente del valor obtenido al verter excedentes.
Una instalación de autoconsumo debe diseñarse a partir del perfil real de consumo, no únicamente del espacio disponible para instalar paneles.
El almacenamiento añade otra posibilidad: guardar electricidad durante periodos favorables y utilizarla posteriormente. Pero una batería industrial debe analizarse considerando inversión, ciclos de utilización, degradación, potencia, capacidad y estrategia de operación.
El marco regulatorio también está evolucionando. La Orden TED/966/2026 publicada en el BOE crea un mercado de capacidad en el que podrán participar generación, almacenamiento y demanda.
Es otra señal de hacia dónde evoluciona el sistema: la flexibilidad empieza a adquirir valor económico propio.
De mirar la factura a gestionar la curva de consumo
La volatilidad horaria obliga a pasar de una gestión basada únicamente en revisar facturas a otra basada en datos de consumo.
La división de Análisis Energético Integral de Ingeniería Prodesa analiza parámetros contractuales, potencias, horarios, pautas de consumo, instalaciones y facturación energética.
La monitorización permite detectar puntas, consumos permanentes y desviaciones. A partir de esa información puede estudiarse si existe margen para modificar procesos, revisar la contratación o combinar medidas de eficiencia con autoconsumo y almacenamiento.
Este análisis tiene especial interés para la industria de Euskadi y Navarra, donde sectores como metal, automoción, papel, agroalimentación o frío industrial pueden presentar perfiles eléctricos muy distintos.
La solución óptima no depende únicamente del precio del mercado. Depende de cómo interactúan mercado, contrato, curva de carga y proceso productivo.
Además, este análisis complementa cuestiones que Ingeniería Prodesa ya ha abordado al explicar cómo las renovables están modificando el precio de la electricidad industrial y por qué el gas sigue actuando como respaldo del sistema eléctrico.
Conclusión: consumir electricidad en el momento adecuado gana importancia
Agosto de 2026 dejó dos datos que resumen bien la transformación del sistema eléctrico español: las renovables aportaron más de la mitad de la generación, pero el precio mayorista alcanzó máximos desde febrero de 2023.
La explicación está en las horas.
La solar reduce fuertemente los precios cuando está disponible, mientras el gas continúa teniendo capacidad para elevarlos cuando el sistema necesita ciclos combinados.
Para la industria, esto refuerza la importancia de conocer la curva de carga, analizar la contratación y determinar qué consumos pueden gestionarse con flexibilidad. Antes de invertir en autoconsumo, almacenamiento o modificar procesos, es necesario cuantificar el comportamiento energético real de la instalación.
Preguntas frecuentes sobre precio eléctrico y consumo industrial
¿Por qué puede subir la electricidad si más del 50% de la generación es renovable?
Porque el precio depende de qué tecnología cubre la última unidad de demanda en cada periodo. Cuando la generación renovable no es suficiente, pueden entrar ciclos combinados. Si el gas es caro y estas centrales determinan la casación, elevan el precio aunque las renovables tengan un peso elevado en el conjunto mensual.
¿Una empresa puede ahorrar trasladando consumo a las horas solares?
Puede existir potencial de ahorro, especialmente con contratos indexados, pero debe calcularse individualmente. No todos los procesos pueden desplazarse y el precio mayorista es solo una parte del coste eléctrico. Es necesario comparar curvas de carga, contrato, costes operativos y posibles consecuencias sobre la producción.
¿Tener autoconsumo protege frente a las subidas del gas?
Reduce la cantidad de electricidad que debe comprarse a la red durante las horas de generación solar y, por tanto, puede disminuir la exposición al mercado. Su eficacia depende del grado de coincidencia entre producción fotovoltaica y consumo. Por eso el dimensionamiento debe realizarse utilizando datos reales de la instalación.
¿Tiene sentido instalar baterías para comprar electricidad barata y utilizarla en horas caras?
Puede tenerlo, pero la diferencia de precios por sí sola no determina la rentabilidad. Deben considerarse inversión, eficiencia del ciclo, degradación, potencia, capacidad, número de ciclos y evolución esperada de los precios. El análisis debe realizarse sobre la curva de consumo concreta de cada instalación.
¿Qué información necesita una industria para gestionar mejor su consumo?
El punto de partida es disponer de datos horarios o de mayor resolución sobre consumo y potencia. Al cruzarlos con precios, contrato y procesos productivos pueden localizarse puntas, consumos improductivos y cargas potencialmente desplazables. La monitorización y el análisis energético integral de Ingeniería Prodesa permiten realizar este diagnóstico.
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