Grupo ASE · Dossier de Prensa
Sector Energético España
Jueves, 4 de junio de 2026 · Edición matutina
🛢️ Brent hoy: 97,81 $/barril · nueva escalada Irán
🌱 FV: récord histórico 28,5% del mix en mayo
⚡ REE: «peor regulación de TSO en Europa»
💧 Moléculas verdes: −50% dependencia energética UE
Un verano con la luz más cara y grandes variaciones de precio a lo largo del día
Juan Antonio Martínez, analista de mercados energéticos de Grupo ASE, anticipa en ABC que el mercado espera «un verano bastante más caro que la primavera pero también más caro que el pasado verano». Los futuros apuntan a un precio promedio en torno a 85 €/MWh en Q3, muy por encima de los 66,5 €/MWh del Q3 2025. La clave estará en «las tardes y las noches, cuando cae la producción solar y la demanda puede seguir alta» por la climatización. Los ciclos de gas fijarán el precio nocturno, y ese mercado «sigue condicionado por la guerra de Irán y la situación en el Estrecho de Ormuz». El verano traerá «bastante volatilidad»: precios casi nulos a mediodía por el solar, y por encima de 90 €/MWh por la noche.
La luz sube un 28% en mayo 2026 y las horas punta se encarecen un 243%
BilbaoHiria recoge los datos del Informe de Grupo ASE: pool a 54,23 €/MWh (+27,78% vs. abril, +220,3% interanual). Las horas punta se encarecieron un 243% respecto a mayo 2025, mientras las horas solares se mantuvieron contenidas. El gas, un 35% más caro que hace un año por el conflicto con Irán, fue el factor decisivo en los tramos de mayor demanda.
La fotovoltaica lidera el mix en mayo con su mayor cuota de la historia: el 28,5% del total
PV Magazine recoge los datos del informe ASE: la solar fotovoltaica batió su récord histórico con el 28,5% del mix, liderando la generación por segundo mes consecutivo. Las renovables aportaron el 60,5% en conjunto (62% con autoconsumo). La FV creció un 27% interanual y generó precios cero o negativos entre las 10:00 y las 18:00, aunque insuficiente para compensar la presión del gas en las horas punta.
Mercados energéticos
📊 Datos Informe ASE Mayo 2026: ☀️ Horas solares 10-18h: precio ~0 €/MWh (FV récord 28,5%) | 🌙 Horas punta: >90 €/MWh (gas marca precio) | Diferencial punta/solar: +243% interanual | 📅 Futuros Q3 2026 (OMIP): ~85-90 €/MWh | Cal27: >60 €/MWh | CO2 ETS: ~80 €/tCO2 | MIBGAS hoy (4/6): 47,68 €/MWh
El Informe ASE de mayo: la paradoja del mercado — renovables récord y precio más alto por el gas
El informe de mayo de Grupo ASE documenta la gran paradoja del mercado eléctrico: la fotovoltaica bate su cuota histórica (28,5%) y las renovables cubren el 60,5% del mix, pero el precio sube un 27,78% porque la caída eólica (−16%) y el gas más caro (+35% interanual) marcan el precio en las horas sin sol. El precio final de la electricidad alcanzó 76,20 €/MWh. España siguió siendo un 44,06% más barata que Alemania gracias al menor peso térmico (18,8% vs. 34,1%) y a la nuclear como carga base (17,1% del mix). El informe advierte: «junio y julio pueden registrar precios medios por encima de mayo».
El Brent sube un 1,89% esta madrugada hasta 97,81 dólares por nueva escalada de tensiones entre EEUU e Irán
El barril de Brent para entrega en agosto alcanzó esta madrugada los 97,81 dólares, con una subida del 1,89% en la sesión. La causa directa es una nueva escalada de tensiones diplomáticas entre EE.UU. e Irán que agita los mercados de petróleo y gas. El movimiento del crudo se trasladará inevitablemente al TTF europeo y, desde ahí, al precio nocturno del pool eléctrico español en los próximos días, tal como advierte el análisis de Grupo ASE sobre la dependencia del gas en las horas punta.
Geopolítica y energía
Nueva escalada EEUU-Irán esta madrugada: el Brent roza los 98 dólares y el gas europeo acumula presión
La última escalada de tensiones entre Washington y Teherán en la madrugada del 4 de junio ha empujado el Brent hasta 97,81 $/bbl (+1,89%), acercándose al umbral psicológico de los 100 dólares. El movimiento agudiza la presión sobre el TTF europeo y confirma el escenario que Grupo ASE describía en el informe de mayo: mientras los CCG marquen precio en las horas nocturnas, cualquier deterioro en las negociaciones sobre Ormuz se traslada inmediatamente a la factura eléctrica industrial. El estrecho lleva efectivamente bloqueado desde el 4 de marzo y solo dos metaneros han cruzado en ese periodo.
El comisario de Energía de la UE fija en «final de junio» la fecha límite crítica para el suministro de gas europeo
Dan Jørgensen, comisario europeo de Energía, advirtió en la Jornada EsadeGeo en Madrid que el verano será «difícil incluso en el mejor escenario». Los almacenes europeos están al 34,3% de su capacidad (objetivo: 80% el 1 de noviembre). Aunque Ormuz reabriera hoy, se necesitarían más de dos años para recuperar la producción. Europa paga «dos o tres veces más» que China o EE.UU. por la energía, erosionando la competitividad industrial del bloque.
Renovables e inversión
La gran paradoja energética: las renovables marcan récords en mayo pero el precio de la electricidad sube por el gas
AleaSoft Energy Forecasting analiza la paradoja que el informe ASE de mayo documenta con datos: la fotovoltaica española bate su récord histórico (28,5% del mix) y las renovables cubren el 60,5% de la generación, pero el pool sube un 27,78% porque el gas y el CO2 encarecen las horas sin sol. El incremento del CO2 ETS (hasta ~80 €/tCO2) y la caída eólica (−16% intermensual) en varios mercados europeos favorecieron la tendencia alcista. La paradoja tiene implicaciones directas para la estrategia de contratación industrial: el perfil de consumo horario importa más que nunca.
Fotovoltaica: cuota histórica del 28,5% en mayo, liderando el mix por segundo mes consecutivo
La solar fotovoltaica (+27% interanual) lideró la generación eléctrica española en mayo por segundo mes consecutivo, con el 28,5% del total. Las renovables cubrieron el 60,5% del mix (62% con autoconsumo). Sin embargo, como señala el informe de Grupo ASE, la aportación fotovoltaica se concentra en las horas centrales del día, lo que amplía el diferencial de precio entre mediodía y las horas punta nocturnas, con consecuencias directas para empresas con consumo en franjas vespertinas.
Secuelas del apagón 28-A
Corredor (Redeia): Red Eléctrica tiene «la peor» regulación y retribución para un TSO de toda Europa
La presidenta de Redeia, Beatriz Corredor, afirmó ayer que Red Eléctrica de España cuenta con «la peor» regulación y retribución para un operador de sistema de transporte (TSO) de toda Europa. La declaración, publicada por El Periódico de la Energía, llega mientras la CNMC tiene abiertos más de 60 expedientes contra REE y otras compañías del sector por el apagón del 28-A. La tensión entre la necesidad de reforzar la red (REE pedía 607 M€ adicionales en mayo) y la insuficiencia regulatoria y retributiva que denuncia su presidenta define uno de los nudos gordianos del sistema eléctrico español post-28A.
Los expedientes CNMC por el 28-A: 64 procedimientos con multas potenciales de hasta 546 millones de euros
Los expedientes incoados en abril contra Red Eléctrica, Iberdrola, Endesa, Naturgy y centrales nucleares suman un riesgo sancionador de hasta 546 millones de euros. Las infracciones «muy graves» conllevan multas de entre 6 y 60 millones por expediente. La investigación abarca también prácticas anteriores al 28-A. Duración estimada: entre 9 y 18 meses. Los costes operativos post-apagón siguen elevados: el informe ASE de mayo sitúa los costes del sistema en 21,97 €/MWh, contribuyendo a un precio final de 76,20 €/MWh para el consumidor industrial.
Hidrógeno y moléculas verdes
Las moléculas verdes pueden recortar un 50% la dependencia energética de Europa
Un nuevo análisis publicado hoy en El Economista apunta que el despliegue de moléculas verdes —hidrógeno renovable, biometano y combustibles sintéticos— tiene potencial para reducir a la mitad la dependencia energética de la Unión Europea de los combustibles fósiles importados. La relevancia es máxima en el contexto actual: con Ormuz bloqueado y los almacenes de gas al 34%, Europa busca con urgencia alternativas estructurales al GNL. España, con su potencial solar para la electrólisis y la infraestructura del H2Med, está llamada a ser uno de los principales productores europeos.
Normativa y regulación
Bruselas refuerza la vigilancia sobre los derivados del TTF y exige a España un plan para eliminar el PVPC
La Comisión Europea quiere elevar el control sobre los instrumentos de cobertura de precio ligados al TTF, directamente relevantes para los grandes consumidores industriales. En paralelo, la CE reclama a España una hoja de ruta con plazos para eliminar la tarifa regulada PVPC. La CNMC calcula que el salto al objetivo PNIEC 2030 reduciría los ingresos por peajes y cargos en 393 millones anuales. Desde el 28 de mayo, el suelo de casación del SDAC europeo está en –600 €/MWh, ampliando las ventanas de precio negativo aprovechables con gestión activa de demanda.
La capacidad invisible del sistema eléctrico español
Nota técnica de Ramón López sobre capacidad de acceso, derechos administrativos e incentivos para movilizar capacidad infrautilizada en las redes eléctricas. Una lectura clave para empresas industriales ante la saturación de redes y las dificultades de conexión de nueva demanda.
Informe del Mercado Energético — Mayo 2026 (publicación hoy)
Pool 54,23 €/MWh (+27,78%). Precio final 76,20 €/MWh. FV récord 28,5% del mix. Horas punta +243% interanual. Futuros Q3 ~85-90 €/MWh. España un 44,06% más barata que Alemania. CO2 ~80 €/tCO2. Enviado hoy a clientes.
Declaraciones en ABC: verano con luz a ~85 €/MWh, noches muy caras y alta volatilidad
Juan Antonio Martínez, analista de ASE, avanza en ABC el escenario de verano: precios Q3 en torno a 85 €/MWh, la parte delicada estará en las tardes y noches por la dependencia del gas, con Ormuz como variable clave.
La previsión ASE de 54,55 €/MWh ya está siendo superada: mayo marca 54,23 €/MWh con tendencia alcista
La previsión de enero anticipó costes de ajuste en ~17 €/MWh por la estabilidad post-apagón. Mayo confirma el escenario adverso (21,97 €/MWh en costes del sistema). El verano apunta a una desviación significativa al alza respecto a las previsiones iniciales.