España se desmarca de una Europa dependiente del gas y proyecta un pool histórico de 20 €/MWh para marzo

Una energía hidráulica potenciada por las recientes lluvias, una solar instalada casi equivalente al pico de demanda nacional y una eólica fuerte en términos generales, posicionan a España como la potencial excepción competitiva del continente en 2026

El escenario base del Brent sitúa el precio del barril en los 65 dólares pendiente de la situación geopolítica y de la balanza global entre la oferta y la demanda del invierno

Sevilla, 3 de febrero de 2026.- España se desmarcará de una Europa actualmente dependiente del gas extranjero –Estados Unidos exporta hasta el 60% del gas natural licuado que llega al Viejo Continente—y podría apuntar a un precio de la luz de 20 euros el megavatio hora para el próximo mes de marzo, que se convertiría en el segundo más barato desde el año 2010. Una energía hidráulica potenciada por las recientes lluvias, una solar instalada casi equivalente al pico de demanda nacional (40.889 megavatios por hora) y una eólica fuerte en términos generales, posicionan a España como la potencial excepción competitiva del continente en la primavera de 2026.

Según ha explicado el CEO de la consultora energética Tempos Energía, Antonio Aceituno, “Europa se encuentra en un momento alarmante con respecto a sus reservas gasísticas, situadas en torno al 40%, el nivel estacional más bajo desde 2022, pero España no vive la misma tensión”. “En nuestro país, las lluvias han hundido los precios a corto plazo, los últimos futuros de febrero se han situado en mínimos de ocho meses con 50,75 euros el megavatio hora y el mercado empieza a anticipar una primavera histórica a la baja”. 

Con 10,1 gigavatios renovables conectados en 2025, España ha constatado su transición a la independencia de los ciclos combinados. De hecho, la demanda energética durante este primer tramo de 2026 no se ha desplomado; al contrario, ha subido ligeramente desde los 29.016 megavatios hora en diciembre hasta los 29.422 megavatios hora en enero (+1,4%). “El pool no cae porque el país consuma menos, sino porque el mix ha cambiado radicalmente, dando resultado a una factura que ya no depende solo de cuánto se consume, sino de cuál es la energía generadora en cada hora crítica”, ha apuntado Aceituno.

Con respecto al panorama internacional, Estados Unidos se ha convertido en el nuevo epicentro del riesgo. Su demanda interna ha alcanzado los 156.000 millones de pies cúbicos al día (unos 4,4 millares de metros cúbicos diarios) y el mercado ya descuenta que, ante posibles episodios de frío extremo, el país norteamericano podría recortar exportaciones justo cuando Europa más las necesita. 

Por ello, el director de Tempos Energía ha incidido en que “el verdadero problema europeo no es el frío invernal, sino el gran desafío estructural para este año: reponer el colchón de reservas gasísticas antes del próximo invierno, compitiendo por cada cargamento de gas natural licuado”. Ante esta situación, el escenario más probable marca una estabilidad tensa, con un indicador ‘TTF’ situado entre los 38 y 41 euros el megavatio hora (un 83% más frente a 2024), que a su vez consolidaría una prima estructural con el CO2 contenido entre los 82 y 87 euros por tonelada, reforzando el suelo térmico.

Análisis de los futuros eléctricos

Marcados tanto por la ola ártica que actualmente afecta a Estados Unidos como por el escaso nivel de reservas europeas, los futuros eléctricos reflejan que el segundo trimestre caerá hasta 34,85 euros el megavatio hora, en zona baja y con más lectura de oportunidad táctica que de alarma. Por su parte, el tercer trimestre se mantendrá estable en 63,30 euros, amortiguado por un escenario de verano, con más renovables y menor dependencia térmica, mientras que el cuarto trimestre subirá a 71,10 euros el megavatio hora, porque en ese periodo el coste marginal vuelve a estar dominado por el gas.

Un análisis que parte del cierre del pasado mes de enero en los 71,67 euros el megavatio hora, lo que ha supuesto una caída del 8% frente a diciembre y del 26% respecto a enero de 2025, cuando el pool alcanzó los 96,69 euros el megavatio hora. No obstante, el elemento de impacto ha consistido en la ‘rotura’ que ha sufrido el mes, con una caída desde los 93,08 euros el megavatio hora hasta los 26,72 euros el megavatio hora en solo diez días, que deja claro que, al menos temporalmente, el gas deja de ser necesario. Los ciclos combinados han caído en más de un 48% mientras que la eólica se ha disparado en un 68%, reforzando la tesis expuesta desde Tempos Energía: “cuando el sistema ya no necesita pagar la tecnología más cara para equilibrarse, el precio se desinfla de golpe”.

El Brent pendiente de Irán y de la prudencia de la OPEP+ 

El barril de petróleo Brent afronta una situación de “calma tensa sobre un barril en abundancia” durante el primer trimestre del año marcado por la situación geopolítica y el balance entre la oferta y la demanda del invierno. El mercado sigue padeciendo en la actualidad los movimientos geopolíticos, una realidad ligada a lo que ocurre en Irán y el Estrecho de Ormuz, el principal cuello de botella del petróleo mundial y por donde pasan a diario alrededor de 20 millones de barriles. La incomodidad es el telón de fondo con el excedente de oferta. La OPEP+ mantiene la prudencia para la producción en marzo y evita así despejar la incógnita de lo que hará en el segundo trimestre. 

Para Aceituno, esta ambigüedad ya es un mensaje: “si se intensifica el riesgo iraní, el cartel esperará; si se diluye y reaparece el excedente, tendrá incentivos para sostener el mercado con más disciplina”.  A ello se suman los problemas de suministros en Tengiz (Kazajistán) y la tormenta extrema en Estados Unidos, que dejó fuera hasta dos millones de barriles diarios se suman a la actividad geopolítica. 

El segundo vector que marca la brújula del Brent consiste en la relación entre la oferta y la demanda durante el invierno. Pese a las tensiones, la Agencia Internacional de la Energía proyecta un superávit de 4,25 millones de barriles diarios. Esto coincide con la temporada de mantenimiento de las refinerías, que lleva aparejada la reducción de la demanda de crudo. Por último, la debilitación del dólar ha provocado que el precio del petróleo se abarate para los compradores internacionales, lo que llevó a que en enero reinase cierto nerviosismo ante un posible repunte. 

En el último tramo del mes de enero, el barril de Brent ha cerrado en los 71 dólares, alcanzando un claro rebote en las últimas cuatro semanas. Comparando el coste del barril con el mismo periodo en el año anterior, cotiza un 10,73 por ciento por encima.  Para el analista de mercados energéticos Antonio Aceituno “el mercado ha recuperado impulso con rapidez regresando a la zona intermedia- alta”. Reduciéndose la tensión y dominado el superávit, el Brent retomaría la senda de los 65 dólares en el primer trimestre, una referencia recurrente el pasado otoño de 2025.

Sobre Tempos Energía

Tempos Energía es una consultora energética independiente con 15 años de experiencia, especializada en la compra de energía, gas y electricidad para grandes centros de consumo. Su enfoque siempre se dirige a la mejora de la cuenta de resultados, aplicando el conocimiento y estudio diario de los mercados, con el fin de implementar estrategias capaces de anticiparse a los acontecimientos adversos. 

Con más de 100 clientes en cartera, y cerca de 200 puntos de suministro con perfil industrial gestionados (CUPS), superando anualmente los 1.500 GWh de electricidad, y 750 gigas de gas bajo su supervisión, Tempos Energía desarrolla informes y análisis basados en datos reales para respaldar decisiones eficientes.

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