El precio mayorista de la electricidad en España cerró julio de 2026 en 104,7 euros/MWh, un 50% más que hace un año, según los datos del operador del mercado OMIE. La combinación de olas de calor, exportaciones récord, una eólica débil y el gas disparado por la tensión en el Estrecho de Ormuz ha llevado el ‘pool’ a niveles no vistos desde febrero de 2023.
El promedio mensual oculta picos aún más intensos: el miércoles 22 el precio diario alcanzó los 150,32 euros/MWh, el techo anual. La factura para los consumidores acogidos al PVPC reflejará este encarecimiento en la próxima revisión tarifaria, y la presión sobre la industria electrointensiva es ya «muy preocupante», advierten fuentes del sector.
Julio cierra con el precio más caro en más de tres años
El pool eléctrico ha superado los 100 euros/MWh en casi una veintena de sesiones del mes. La media de 104,7 euros contrasta con los 69,59 euros/MWh de junio y los apenas 70 euros de julio de 2025. Hay que remontarse a febrero de 2023 para encontrar un registro mensual comparable.
La demanda peninsular creció un 4,5% interanual por el uso intensivo del aire acondicionado. El jueves 16 la demanda máxima diaria rozó los 819 GWh, muy cerca del récord veraniego de 821,8 GWh de 2006, según Red Eléctrica. En la franja de 20:00 a 21:00 horas del miércoles 8 se alcanzaron 39.116 MWh de demanda horaria, el pico de este verano.
«Las olas de calor no sólo aumentan la demanda total, también endurecen el perfil horario del sistema», explica el analista de mercados energéticos de Grupo ASE, Juan Antonio Martínez, en declaraciones a EFE. Y ese endurecimiento magnifica el efecto del precio del gas.
Calor, exportaciones y gas caro: el cóctel que dispara el pool
Julio ha conjugado una tormenta perfecta de factores. Las exportaciones a Francia y Portugal se dispararon un 24,5% interanual, drenando la generación disponible para cubrir la demanda doméstica. Mientras, la eólica ha producido un 14% menos que un año antes, y la nuclear, un 2,2% menos, según los datos del sistema eléctrico peninsular.
El sistema eléctrico español es muy competitivo al mediodía solar, pero extremadamente vulnerable al anochecer si faltan viento y almacenamiento.
Al mismo tiempo, los ciclos combinados de gas —la tecnología de respaldo— incrementaron su generación un 31%. «Se ha necesitado más generación con gas justo cuando está más caro», resume Martínez. El precio del gas en el mercado TTF europeo acumula una subida cercana al 66% interanual por el bloqueo de facto del tránsito de gas natural licuado (GNL) a través del Estrecho de Ormuz, en plena crisis iraní.
La fotovoltaica contiene el mediodía pero no puede evitar la escalada nocturna
En las horas centrales del día, la generación solar ha mantenido el pool en una media de 62 euros/MWh, una cifra razonablemente baja. Sin embargo, al caer la tarde la fotovoltaica ha dejado de inyectar y el precio se dispara a una media de 156 euros/MWh en la banda nocturna, según cálculos del operador del sistema.
Esa rampa obliga a recurrir a los ciclos combinados precisamente cuando el gas es más caro y la demanda de refrigeración sigue siendo alta. «Las olas de calor endurecen el perfil horario: necesitamos más generación térmica justo en las horas que el precio del gas está más alto», insiste el analista.
El talón de Aquiles del sistema: sin almacenamiento, el gas manda al atardecer
El diferencial de más de 90 euros entre las horas solares y nocturnas es el spread más amplio registrado en un mes de julio. Detrás de ese desequilibrio está la escasa capacidad de almacenamiento operativa en España. Aunque hay proyectos de baterías y bombeo en trámite, la cobertura de la demanda vespertina recae casi por completo en el gas, cuyo precio se ha desbocado por la geopolítica.
La crisis de Ormuz mantiene reducidos los flujos de GNL hacia Europa, elevando el TTF holandés hasta niveles que duplican el coste del gas de hace un año. Mientras esa tensión persista, cualquier repunte de la demanda nocturna disparará el pool español. La consecuencia inmediata es que el recibo del PVPC subirá en agosto y septiembre, meses en los que la demanda toca techo.
Los hogares con tarifa regulada verán un incremento medio de entre 8 y 12 euros al mes, dependiendo del consumo. La industria, que ya presionaba por mecanismos de compensación, enfrenta un otoño complicado: la CEOE ha pedido al Gobierno que reactive las ayudas por compensación de costes indirectos de CO₂ y estudie medidas de apoyo si Ormuz sigue semi cerrado.
La transición energética, que se apoya en la solar barata, necesita urgentemente complementar el hueco térmico con almacenamiento competitivo. De lo contrario, las olas de calor se convertirán en un impuesto invisible sobre la factura de la luz todos los veranos.
