La factura eléctrica de julio llegó cargada de tensión. El precio mayorista de la luz se disparó hasta niveles que no se veían desde la crisis energética de 2022, y el recibo de los hogares con tarifa regulada (PVPC) lo sintió de inmediato. Una subida del 50% en el mercado mayorista encareció la factura mensual un 17%, un golpe que refleja una tormenta perfecta de demanda disparada, escasa generación eólica y nuevas turbulencias geopolíticas.
El precio medio del pool eléctrico en julio se situó en 104,75 euros por megavatio hora (€/MWh), según los datos del Operador del Mercado Ibérico de Energía (OMIE) recogidos por Roams.es. La cifra supone un salto de casi 35 euros desde los 69,59 €/MWh de junio, un incremento mensual del 50%. En comparación interanual, el encarecimiento respecto a julio de 2025 (70,01 €/MWh) alcanza el 49,6%. Sumando los costes del sistema —estimados en 18,07 €/MWh— el precio final medio escaló a 122,82 €/MWh.
La tormenta perfecta: más demanda, menos viento y gas caro
Las razones de esta escalada confluyeron como un engranaje ajustado. Las temperaturas extremas dispararon la demanda eléctrica un 14,5% respecto al mismo mes de 2025. Los aires acondicionados funcionaron a pleno rendimiento mientras el recurso eólico, clave en el mix español, apenas sopló durante buena parte del mes. En paralelo, los ciclos combinados —centrales que queman gas para generar electricidad— pasaron a representar el 20% de toda la electricidad producida en julio, el doble de su peso habitual.
Y el gas que alimenta esas centrales no es barato precisamente. El mercado TTF europeo, la referencia continental, cerró julio en 53,09 €/MWh, un 18,9% más que en junio. El índice MIBGAS español, aún más alto, alcanzó los 54,88 €/MWh (+21,6%). La combinación de demanda al alza y una generación renovable que no pudo cubrirla dejó al sistema eléctrico en manos del combustible más caro.
La volatilidad horaria mostró la crudeza del desequilibrio. El 28 de julio, en un mismo día, el precio osciló entre 1,08 €/MWh y 234,46 €/MWh. Las horas de sol intenso y baja demanda casi regalaban la electricidad, mientras que las franjas de máxima carga, ya sin almacenamiento solar disponible, se disparaban hasta niveles insoportables. Un reflejo exacto de la dependencia gasista cuando el viento no da la talla.
El recibo del PVPC nota el golpe
La traslación a la factura doméstica no se hizo esperar. La Organización de Consumidores y Usuarios (OCU) cifró la subida de la factura PVPC en un 17% durante julio. Para un hogar tipo con 292 kWh de consumo y 4,6 kW de potencia contratada, el recibo mensual pasó de 66,63 euros en junio a 77,84 euros. Once euros más que salieron del bolsillo de millones de españoles, justo en pleno verano.
La OCU no escondió la causa principal. En una nota recogida por La Razón, la organización señaló: “La principal causa es la ruptura de la frágil tregua en Oriente Medio. El nuevo cierre del Estrecho de Ormuz ha disparado nuevamente el precio del gas”. Ese recrudecimiento geopolítico, que se superpone a un conflicto ya enquistado, elevó la prima de riesgo energético a niveles que empiezan a recordar al otoño de 2021. El gas natural licuado (GNL), que España importa en grandes cantidades, se encarece con cada sobresalto en la ruta del petróleo y del gas.
El salto del 50% en el precio mayorista no es una anomalía puntual: es el reflejo de un sistema que sigue anclado al gas cuando fallan las renovables.
La fotovoltaica, que en julio cubrió el 28,4% de toda la generación eléctrica (un 22,5% más que un año antes), logró contener la sangría en las horas centrales del día. Sin ese aporte renovable récord, la factura podría haber sido mucho peor. Pero el despliegue solar tiene un límite: cuando el sol se va, el sistema se tambalea.
Análisis: los riesgos de un verano que tensa el sistema
Los mercados de futuros ya descuentan un final de verano complicado. El contrato de electricidad española para agosto cotiza en 114 €/MWh, y el del cuarto trimestre se sitúa en 109,35 €/MWh. Ambas referencias incorporan una prima de riesgo por el gas caro, la incertidumbre geopolítica y unas reservas europeas de gas que, a finales de julio, se encuentran por debajo del nivel habitual camino del invierno. Cada euro que sube el TTF se traslada, con cierto retardo pero inexorablemente, al precio mayorista español.
A pesar del repunte, España conservó en julio una ligera ventaja frente a Alemania: 104,75 €/MWh frente a 105,45 €/MWh, apenas 0,70 euros de diferencia. En el acumulado del año, la brecha sigue siendo favorable, con más de 42 €/MWh de descuento respecto al precio germano. Pero esa distancia se ha estrechado de forma notable este mes, un síntoma de que el diferencial histórico que ha favorecido a la Península Ibérica se reduce a medida que las tensiones gasistas se globalizan.
La pregunta incómoda es qué pasará si el próximo invierno trae temperaturas más frías de lo habitual y una demanda de gas europea que no encuentre fácilmente suministro alternativo al ruso, ya casi inexistente. La dependencia de los ciclos combinados sigue siendo el talón de Aquiles del sistema eléctrico español, pese al imparable avance fotovoltaico. Las soluciones de almacenamiento —baterías, bombeo, hidrógeno— avanzan, pero a un ritmo inferior al que exige la realidad del mercado.
Un dato ilustra la fragilidad: en marzo de 2026 los precios mayoristas acumulaban ya una subida del 151%, según la OCU. La espiral alcista no es nueva, pero su persistencia amenaza con consolidar un nuevo piso de precios estructuralmente más alto. Si la geopolítica del Estrecho de Ormuz no se estabiliza y las reservas de gas europeas no se recomponen antes del invierno, la factura de la luz podría convertirse en un dolor de cabeza recurrente para los consumidores españoles, sin que el despliegue renovable baste, por sí mismo, a amortiguar el golpe.
Mientras tanto, agosto arranca con futuros en 114 €/MWh. La factura de julio ya duele, pero el horizonte no ofrece alivio a corto plazo.
