OMIE: riesgo de superar 120 €/MWh en diciembre de 2026

La electricidad mayorista española tendrá que promediar más de 120 €/MWh durante diciembre de 2026 para superar el umbral analizado. A 16 de agosto de 2026 no se ha podido verificar un cierre reciente y comparable de los futuros mensuales de gas y electricidad, por lo que no se atribuye una cotización sin fecha. El plazo para formular la previsión termina el 30 de noviembre, antes de que comience el periodo medido.

La pregunta se decidirá con los precios de todo diciembre

• Pregunta: ¿la media mensual del precio horario de OMIE para España superará 120 €/MWh?
• Cierre: 30 de noviembre de 2026.
• Sí: la media aritmética es estrictamente superior a 120 €/MWh.
• No: la media es igual o inferior a 120 €/MWh.
• Resultado: precios horarios publicados por OMIE para la zona española entre el 1 y el 31 de diciembre.

La referencia será el mercado diario, no la factura final de los hogares ni un contrato de futuros. Se sumarán los precios de las 744 horas de diciembre y el resultado se dividirá entre 744. Si OMIE ofrece únicamente intervalos de 15 minutos, primero se calculará la media de los cuatro intervalos de cada hora.

El cálculo utilizará valores nominales en euros por megavatio hora, sin ajuste por inflación. Tampoco incorporará peajes, cargos, impuestos, servicios de ajuste ni cualquier otro componente situado fuera del precio del mercado diario de la zona española.

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Los futuros deben compararse con el contrato correcto

OMIE publica los resultados del mercado eléctrico al contado, pero no es la única referencia necesaria para anticipar diciembre. Los futuros ibéricos de electricidad se negocian principalmente en OMIP, mientras que MIBGAS ofrece referencias del gas y productos derivados relevantes para España.

Para que una cotización sirva como señal debe corresponder al contrato con entrega en diciembre de 2026, indicar la fecha del cierre y mantener unidades comparables. Mezclar un producto trimestral, anual o de carga punta con la media mensual del mercado diario puede producir una lectura engañosa.

No se publica aquí un supuesto “último precio” porque falta una instantánea verificable y fechada de esos contratos. Esa ausencia limita cualquier estimación puntual, pero no impide identificar las variables que acercarían el resultado al Sí o al No. El dato más útil será la evolución conjunta del futuro eléctrico de carga base y del gas para diciembre, no una observación aislada.

También importa la prima de riesgo incluida en los futuros. Un contrato puede cotizar por encima de 120 €/MWh y terminar con un precio al contado inferior si el invierno resulta templado, aumenta la generación eólica o desaparecen riesgos de suministro. Del mismo modo, una cotización moderada puede quedar desbordada por una ola de frío o varias indisponibilidades simultáneas.

El gas y los almacenamientos condicionan el coste marginal

Las centrales de ciclo combinado suelen marcar el precio marginal cuando la producción renovable, nuclear e hidráulica no cubre la demanda. Su coste depende del gas, de los derechos de emisión de CO₂ y de la eficiencia de cada instalación. Por eso, una subida persistente del gas europeo elevaría el riesgo de superar el umbral.

Los niveles de almacenamiento publicados en AGSI+ permiten seguir las reservas europeas. Sin embargo, un porcentaje elevado al comienzo del otoño no garantiza precios bajos en diciembre. También cuentan el ritmo de retirada, las previsiones de consumo, las importaciones de gas natural licuado, los flujos por gasoducto y la competencia internacional por cargamentos.

España dispone de una capacidad relevante de regasificación, pero participa en un mercado europeo interconectado. Una tensión en el noroeste de Europa puede trasladarse a las referencias ibéricas aunque el suministro físico español permanezca estable. En sentido contrario, reservas holgadas y entradas abundantes de gas reducirían la prima de invierno.

Las cifras que más valor aportarían antes del cierre son el porcentaje de llenado europeo, su diferencia frente al promedio de los últimos años y el precio del contrato de gas de diciembre. Ninguna de ellas decide por sí sola el resultado de OMIE.

El frío, el viento y el agua pueden cambiar la media mensual

Una ola de frío amplia en Europa tiene un doble efecto: aumenta la demanda de calefacción y acelera el consumo de gas almacenado. En España también puede elevar la demanda eléctrica. Si coincide con poco viento, baja producción hidráulica o indisponibilidades nucleares, los ciclos combinados tendrían más horas de funcionamiento.

La ruta hacia precios inferiores depende en gran medida de la generación renovable. Varias semanas ventosas pueden rebajar muchas horas del mercado, mientras que las lluvias previas mejoran las reservas hidroeléctricas y dan más flexibilidad al sistema. La producción solar ayuda, aunque diciembre ofrece menos horas de luz que los meses centrales del año.

Las previsiones estacionales de AEMET sirven para describir probabilidades de temperatura y precipitación, no para anticipar cada episodio meteorológico. Su utilidad aumenta al combinarlas con datos de demanda, disponibilidad de generación e intercambios publicados por Red Eléctrica en ESIOS.

La meteorología seguirá siendo una fuente importante de incertidumbre incluso después del cierre del 30 de noviembre. Un mes puede empezar con precios elevados y terminar por debajo del umbral si varios días de abundante viento compensan las horas caras.

La crisis energética muestra por qué una media de 120 euros es exigente

Los mercados ibéricos registraron periodos prolongados de precios de tres cifras durante la crisis energética de 2021 y 2022, cuando el gas europeo se encareció con fuerza. Esa experiencia confirma que una media superior a 120 €/MWh es posible, pero no constituye una previsión automática para 2026.

La comparación histórica requiere cautela. Durante parte de 2022 y 2023 funcionó el mecanismo ibérico de ajuste al gas, cuyo coste no quedaba reflejado íntegramente en el precio básico de OMIE. Comparar facturas de aquel periodo con el umbral actual mezclaría conceptos distintos.

En años con más renovables y gas menos tensionado también han aparecido numerosas horas muy baratas, e incluso negativas. Como la resolución empleará una media aritmética, esas horas pueden compensar picos breves. Para obtener más de 120 €/MWh no basta normalmente con uno o dos episodios caros: la presión tendría que abarcar una parte sustancial del mes.

Qué tendría que ocurrir para cada resultado

La vía hacia una media superior a 120 €/MWh

El Sí ganaría plausibilidad con una combinación de gas caro, frío persistente, poco viento, reservas hidráulicas débiles e indisponibilidades de generación firme. La coincidencia temporal es decisiva: un problema de suministro resuelto antes de diciembre puede elevar los futuros sin afectar de igual forma a la media final.

También aumentaría el riesgo una retirada rápida de gas europeo durante noviembre. Si el mercado llegara a diciembre con reservas deterioradas y previsiones frías, los contratos podrían incorporar una prima adicional que después se trasladara a los ciclos combinados.

La vía hacia una media igual o inferior a 120 €/MWh

El No sería más probable con temperaturas suaves, almacenamiento europeo cómodo, entradas estables de gas natural licuado y producción eólica e hidráulica abundante. Una buena disponibilidad nuclear y más importaciones eléctricas durante las horas de demanda alta también limitarían los picos.

El umbral no exige que todas las horas sean baratas. Una media de 120 €/MWh o exactamente igual al límite se resolverá como No. Por ello, numerosos periodos renovables de precio bajo podrían neutralizar varias jornadas tensas.

Cómo trasladar el riesgo al presupuesto doméstico

El precio mayorista no se convierte de forma directa ni inmediata en el recibo. El efecto depende del contrato, del método de actualización, del consumo por horas y de componentes regulados como peajes, cargos e impuestos. Un hogar con tarifa fija puede quedar temporalmente aislado de una subida de OMIE, mientras que uno con exposición horaria la percibirá antes.

Para preparar el invierno conviene comprobar la fecha de vencimiento del contrato, comparar el precio total con impuestos y estimar el consumo de diciembre a partir de facturas anteriores. También resulta útil calcular un escenario de gasto alto sin asumir que una media mayorista de 120 €/MWh implicará el mismo incremento porcentual en cada tarifa.

Antes del cierre, las señales más relevantes serán los futuros de diciembre, las reservas europeas de gas y las previsiones meteorológicas de finales de noviembre. El resultado definitivo solo podrá calcularse cuando OMIE haya publicado todos los precios correspondientes al 31 de diciembre de 2026.

Source: Editorial research