El precio diario del mercado mayorista de la electricidad en España (Pool) ha sido de media en julio 104,75 €/MWh, un 50,52% más que en junio (69,59 €/MWh), y se situó un 49,6% por encima de julio de 2025 (70,01 €/MWh). La subida combina tres factores: la demanda elevada por las olas de calor, el mayor uso de ciclos combinados de gas (CCG) y un contexto de gas más caro. Al sumar los costes del sistema, situados provisionalmente en 18,07 €/MWh, el precio final de la electricidad alcanzó 122,82 €/MWh. Y es que -según señalan desde el Grupo ASE- las altas temperaturas elevaron la demanda de los consumidores un 14,5% respecto al mismo periodo del año anterior.
Los datos horarios de Red Eléctrica de España (REE) muestran que el crecimiento se concentró especialmente en las horas centrales del día, con incrementos superiores al 20%. Para cubrir ese consumo, los ciclos combinados aumentaron su producción un 27%. En julio se convirtieron en la segunda fuente del mix, con el 20% de la generación, por detrás de la fotovoltaica, que alcanzó el 28,4% tras elevar su producción un 22,5%. En este sentido, la producción fotovoltaica presionó los precios a la baja durante las horas solares, pero la demanda permaneció elevada al caer la radiación. El 28 de julio, el mercado registró un mínimo de 1,08 €/MWh y un máximo de 234,46 €/MWh. Grupo ASE destaca que "esta volatilidad horaria da cada vez más peso al momento en el que se consume la electricidad. Para las empresas, la media mensual ofrece una información incompleta si no se contrasta con el perfil horario de consumo y con las condiciones de contratación".
La elevada capacidad fotovoltaica y eólica mantiene una ventaja estructural para el mercado español. Sin embargo, esa diferencia se reduce cuando coinciden calor, poco viento y gas caro. En julio, el precio español fue 0,70 €/MWh inferior al alemán (105,45 €/MWh), aunque en el promedio de 2026 España todavía conserva una reducción de más de 42 €/MWh frente a Alemania.
Los futuros
Los mercados de futuros energéticos registraron una fuerte revisión al alza durante julio. A 30 de julio, el contrato de electricidad española para agosto de 2026 cotizaba en 114 €/MWh y el producto del cuarto trimestre alcanzaba 109,35 €/MWh. La curva incorpora una mayor prima de riesgo por el gas caro, la incertidumbre sobre las rutas de suministro de Oriente Medio, las bajas reservas europeas antes del invierno y la demanda eléctrica elevada durante el verano.
El gas suma presión al mercado eléctrico
El TTF, referencia europea, promedió en julio 53,09 €/MWh, un 18,9% más que en junio (44,66 €/MWh). En España, MIBGAS subió un 21,6%, hasta 54,88 €/MWh. Europa necesita seguir aumentando sus reservas antes del invierno. A 29 de julio se situaban en el 56,15%, 12 puntos por debajo de hace un año y 21 puntos por debajo del promedio de los últimos cinco años.
