El mercado eléctrico vuelve a encarecerse: el pool supera los 104 euros/MWh en julio pese al récord de producción solar

El mercado eléctrico español rompió en julio la tendencia de moderación de los últimos meses y registró un fuerte repunte de los precios mayoristas, impulsado por el encarecimiento del gas natural, la escalada del petróleo provocada por las tensiones geopolíticas en Oriente Medio, la elevada demanda derivada de las olas de calor y una menor aportación de la energía eólica. Como resultado, el precio medio del mercado diario (OMIE) alcanzó los 104,75 euros por megavatio hora (MWh), un 50,5% más que en junio y cerca de un 50% por encima del registrado en julio de 2025, según el informe Alumbra Market Pulse correspondiente a julio de 2026.

El informe destaca que este incremento se produce a pesar de que las energías renovables cubrieron el 66,83% del mix eléctrico durante el mes y de que la generación fotovoltaica marcó un nuevo máximo histórico con 8.161 GWh. Sin embargo, la combinación de una menor producción eólica, el aumento de la demanda estival y el fuerte encarecimiento de las materias primas energéticas terminó elevando el coste marginal de la electricidad.

Mercado del gas

Uno de los principales factores detrás de esta escalada fue el mercado del gas. El índice europeo TTF cerró julio en 59,07 euros/MWh y el Mibgas español prácticamente al mismo nivel, 59,16 euros/MWh, reflejando un importante incremento estacional favorecido por una menor holgura en los almacenamientos europeos, que se situaban al 54,38%, frente al 72,25% registrado en España. Según el análisis, este contexto mantiene elevados los costes de generación de los ciclos combinados, que continúan marcando el precio en numerosas horas del mercado.

A ello se sumó el deterioro del escenario geopolítico. El barril de Brent cerró julio en 90,12 dólares, casi 17 dólares por encima del mes anterior, impulsado por el recrudecimiento de las tensiones en Oriente Medio y la continuidad de los recortes de producción. El informe advierte de que esta prima de riesgo geopolítica vuelve a encarecer los costes logísticos y energéticos y aumenta la incertidumbre sobre la evolución de los mercados internacionales.

Durante el mes se registró además una elevada volatilidad en el mercado diario. El precio horario alcanzó un máximo de 255,16 euros/MWh el 23 de julio, mientras que llegó a registrar valores negativos de hasta -1,43 euros/MWh el día 25. En total se contabilizaron 73 horas con precios nulos o negativos, reflejo del fuerte contraste entre las horas centrales del día, dominadas por la producción solar, y las franjas de mayor demanda. Aun así, más de la mitad de las horas del mes cotizaron por encima de los 100 euros/MWh.

El impacto fue aún mayor para los consumidores acogidos al Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC). El precio medio final alcanzó los 160,34 euros/MWh, situándose 55,64 euros por encima del mercado mayorista como consecuencia del efecto de los peajes, cargos y otros componentes regulados que integran esta tarifa. El análisis señala que esta diferencia consolida un encarecimiento estructural respecto al mercado spot.

Pérdida de valor económico de la fotovoltaica

Pese al récord de producción fotovoltaica, el informe pone el foco en la creciente pérdida de valor económico que sufre esta tecnología. El precio de captura de la energía solar se situó en solo 56,56 euros/MWh, equivalente al 54,28% del precio medio del mercado. La denominada "canibalización" solar amplió el descuento hasta 47,65 euros/MWh respecto al pool, consecuencia de la elevada concentración de generación durante las horas centrales del día, cuando los precios se desploman. Esta evolución, señala el estudio, refuerza la necesidad de desarrollar almacenamiento energético y mecanismos de flexibilidad de la demanda para aprovechar mejor la creciente producción renovable.

En paralelo, la potencia fotovoltaica instalada en España continúa aumentando. Durante julio se incorporaron otros 150 MW, elevando la capacidad acumulada hasta 50,75 GW, de los que cerca de 9,65 GW corresponden a instalaciones de autoconsumo. La tecnología representa ya el 34,4% de toda la potencia de generación del sistema eléctrico español, consolidándose como la principal fuente instalada del país tras superar a la eólica a finales de 2025.

Las expectativas del mercado tampoco apuntan a una relajación inmediata. Los contratos de futuros eléctricos registraron importantes subidas durante julio, con el producto para el cuarto trimestre de 2026 alcanzando los 106,5 euros/MWh y el contrato anual Cal-27 elevándose hasta 67,6 euros/MWh, más de siete euros por encima del cierre de junio. El informe atribuye este movimiento a la presión alcista del gas y del resto de materias primas energéticas de cara al próximo invierno.

Por último, el estudio observa una reactivación de la demanda eléctrica nacional durante julio asociada a las altas temperaturas, con especial dinamismo del transporte y de la actividad turística, mientras que los servicios empresariales mantuvieron un comportamiento más moderado. Esta evolución confirma el fuerte componente estacional que sigue marcando el comportamiento del consumo eléctrico en España durante los meses de verano.