La factura eléctrica del consumidor medio acogido al Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) ha escalado un 17% en julio respecto al mes anterior, situándose en 77,84 euros, el nivel más alto desde los meses más duros del invierno de 2025. El repunte, confirmado por los datos de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), deja atrás la tregua primaveral y vuelve a tensionar los presupuestos domésticos en plena canícula.
El PVPC alcanza los 77,84 euros y el pool supera los 100 €/MWh
Detrás de esa cifra media se esconden distintos perfiles de consumo. El simulador de la CNMC arroja que un hogar tipo con 4,4 kilovatios (kW) de potencia contratada y un reparto de 60 kWh en punta, 70 kWh en llano y 120 kWh en valle abonó 67,46 euros en julio, un 15% más que en el mismo mes de 2025. Se trata del recibo más elevado desde enero y febrero de 2025, cuando la factura superó los 68 euros en plena crisis de precios.
El salto tiene un detonante claro: el precio mayorista de la electricidad (‘pool’) recuperó la cota de los 100 euros por megavatio hora (€/MWh) por primera vez en diecisiete meses. La media diaria se situó por encima de esa referencia durante buena parte de julio, impulsada por una tormenta perfecta de factores climáticos y geopolíticos que pocos analistas habían anticipado con tanta intensidad.
El calor ha sido el catalizador, pero no el único culpable. Las sucesivas olas de calor dispararon la demanda de refrigeración, justo cuando la aportación eólica —que tiende a abaratar el recibo— fue inferior a la media estacional. A ello se sumaron un incremento de las exportaciones a Francia y Portugal, que tiraron de los precios en la península, y un encarecimiento del gas natural por las tensiones en el estrecho de Ormuz, derivadas del conflicto en Irán. La combinación de menor generación renovable y mayor quema de gas en los ciclos combinados ha sido, en palabras de los analistas de Grupo ASE, «el cóctel perfecto para una escalada de precios en las horas de tarde‑noche».
El PVPC, conviene recordarlo, indexa un 45% de su coste al mercado diario y un 55% a una cesta de futuros. Los contratos a plazo en OMIP, la plataforma ibérica, reflejan la incertidumbre reinante. A cierre de julio, el futuro para agosto cotizaba a 118,7 euros/MWh, el del último trimestre de 2026 a 105,6 euros/MWh y el de 2027 se relajaba hasta 67,4 euros/MWh. Estas cifras anticipan que la factura de agosto difícilmente dará tregua, aunque el horizonte para el próximo año se dibuja algo más benévolo si las tensiones geopolíticas no se recrudecen.
El regreso de los 100 euros/MWh en el pool arrastra al PVPC a niveles que no se veían desde la crisis energética del invierno de 2025 y pone a prueba el bolsillo de los hogares en el mes de mayor consumo eléctrico del año.
Presión fiscal y los objetivos europeos de electrificación
La subida del término de energía se produce, además, en un momento en que la rebaja fiscal aprobada por el Gobierno en marzo para mitigar el impacto de la guerra en Oriente Próximo ha ido perdiendo fuelle. Los tipos reducidos del IVA y del impuesto especial de la electricidad se han revertido parcialmente, lo que añade unos euros extra al recibo. La patronal y las grandes eléctricas han intensificado sus llamamientos para una reforma fiscal que alivie la carga sobre la electricidad, máxime después de que la Comisión Europea desvelara su hoja de ruta para que la electricidad represente la mitad de todo el consumo energético comunitario en 2040. Bruselas ha pedido expresamente a los Estados miembros que la fiscalidad eléctrica no sea superior a la del gas.
La contradicción es flagrante: mientras Bruselas pide electrificar la mitad de la economía para 2040, España mantiene un esquema fiscal que penaliza la electricidad frente al gas, justo cuando los consumidores más necesitan el alivio.
En la presentación de resultados semestrales de Iberdrola, su presidente, Ignacio Sánchez Galán, fue tajante: «En Europa, con tantos impuestos, estamos penalizando la producción local. Si queremos electrificar la economía, hay que revisar la fiscalidad». Sus palabras reflejan el sentir de un sector que ve cómo los impuestos se comen una parte creciente del recibo, lastrando la competitividad de la electrificación frente a los combustibles fósiles.
Análisis: una factura condicionada por la geopolítica y el clima
El verano de 2026 está demostrando, una vez más, que la transición energética tiene un flanco débil: la dependencia del gas para las puntas de demanda cuando el viento y el sol no acompañan. Aunque la capacidad fotovoltaica instalada bate récords año tras año, las horas de máxima demanda —a última hora de la tarde— coinciden con la caída de la generación solar y con un recurso eólico que este julio ha sido especialmente esquivo. Así, los ciclos combinados de gas han tenido que funcionar a pleno rendimiento, trasladando al pool los altos precios del gas natural licuado (GNL) que cotizan al alza por el temor a un cierre del estrecho de Ormuz. Ese temor no es baladí: Irán ha amenazado con bloquear el paso del 20% del suministro mundial de crudo y de una parte significativa del GNL, y aunque de momento no se ha materializado un corte, los mercados de futuros ya incorporan una prima de riesgo que se ha trasladado a los precios de la electricidad en toda Europa.
La consecuencia inmediata es que el recibo de agosto, mes tradicionalmente de alto consumo, heredará los elevados futuros a corto plazo y es probable que se mantenga por encima de los 75 euros para el consumidor medio. El alivio podría llegar en otoño si las temperaturas se moderan y la eólica recupera su protagonismo, pero el factor geopolítico sigue siendo la gran incógnita. Cualquier escalada en el golfo Pérsico dispararía de nuevo el precio del gas y, con él, el de la electricidad. En este escenario, la promesa de una factura más barata en 2027 —plasmada en los futuros a 67 euros/MWh— queda supeditada a una desescalada del conflicto que hoy nadie da por segura.
Las cifras de julio dejan también una lectura estructural: el diseño del PVPC, que ya sufrió cambios en 2024 para incorporar progresivamente los mercados de futuros y evitar picos como los de la crisis de 2022, está demostrando cierta eficacia al suavizar la volatilidad a muy corto plazo, pero no puede amortiguar por completo una subida generalizada del gas cuando este se convierte en el respaldo del sistema. La inversión en almacenamiento —tanto en baterías como en bombeos hidroeléctricos— y la aceleración de las interconexiones con Francia para aprovechar periodos de excedentes renovables se perfilan como las únicas salidas a medio plazo para desacoplar la factura doméstica de la geopolítica de los hidrocarburos. Hasta entonces, los hogares españoles seguirán pendientes del termómetro y del mapa del estrecho de Ormuz.
