El precio medio de la electricidad en el mercado mayorista alcanzó los 94 euros por megavatio hora en julio, un incremento del 30 % respecto al mismo mes de 2025. Esta subida coincide con una menor generación eólica e hidráulica y con picos de demanda provocados por dos olas de calor. El miércoles 8 de julio la demanda peninsular diaria marcó 812,6 GWh, superando el registro del año anterior, aunque todavía por debajo del máximo histórico de 822 GWh de 2006.
La demanda horaria como primer indicador de estrés
El consumo horario alcanzó los 39.160 MWh entre las 20:00 y las 21:00 del 8 de julio, cifra que supera en más de 1.500 MWh el pico del verano anterior. Este aumento se concentra en las horas de mayor uso de aire acondicionado, especialmente en las comunidades del centro y sur peninsular. Los datos de Red Eléctrica confirman que el 45 % del precio que pagan los hogares con tarifa PVPC depende directamente del mercado diario, por lo que el encarecimiento se traslada de inmediato a las facturas.
La menor aportación renovable variable amplifica el efecto
Durante la segunda ola de calor la generación eólica cayó de forma notable, mientras la hidráulica mantuvo niveles reducidos por la sequía acumulada. El mix eléctrico siguió siendo mayoritariamente renovable (57,5 %), con la solar fotovoltaica liderando al 30,1 %, pero la ausencia de viento obligó a recurrir más a los ciclos combinados de gas, que cubrieron el 17,3 % de la generación. Esta combinación elevó el precio medio del MWh hasta los 100 euros entre el 5 y el 9 de julio, frente a los 72 euros del periodo comparable de 2025.
Primer efecto: presión inmediata sobre consumidores regulados
Los hogares con tarifa PVPC absorben el 45 % de su factura según el precio diario y el 55 % restante a través de una cesta de futuros. El incremento del 30 % se traduce, para un consumo medio mensual de 270 kWh, en un sobrecoste aproximado de entre 6 y 8 euros al mes. Las comercializadoras con oferta a precio fijo ya están revisando sus tarifas para el próximo trimestre, anticipando que el encarecimiento no será temporal.
Segundo efecto: rentabilidad de los ciclos de gas y señal de inversión
Los ciclos combinados de gas, que operaron por encima de su media habitual, obtuvieron márgenes superiores durante los días de mayor demanda. Esta situación refuerza el argumento de que la transición necesita respaldo térmico flexible mientras no se disponga de suficiente almacenamiento. Varias compañías han señalado que los precios observados justifican mantener o incluso ampliar capacidad de gas en los próximos cinco años.
Tercer efecto: debate sobre la planificación de la red
La potencia máxima instantánea de 39.429 MW registrada el 6 de julio, minutos antes del partido España-Portugal, puso de relieve la coincidencia entre eventos deportivos masivos y picos de consumo residencial. Red Eléctrica ha indicado que la red soportó la carga sin incidencias, pero asociaciones de consumidores reclaman mayor transparencia sobre los planes de refuerzo de subestaciones en zonas con alta penetración de autoconsumo, cuyos datos no se incluyen en las estadísticas oficiales.
Perspectiva de las renovables: oportunidad o advertencia
La solar fotovoltaica demostró su capacidad para cubrir la demanda diurna, pero no pudo compensar la caída vespertina de la eólica. Promotores eólicos argumentan que la falta de nuevos parques autorizados en los últimos dos años reduce la capacidad de respuesta del sistema ante eventos meteorológicos extremos. Por su parte, las asociaciones de consumidores piden que se acelere el despliegue de baterías para evitar que los picos de precio se repitan cada verano.
Riesgos estructurales a medio plazo
Si las olas de calor se intensifican, la dependencia de tecnologías variables sin respaldo suficiente puede generar episodios de precios superiores a 150 euros/MWh con mayor frecuencia. Además, la ausencia de datos de autoconsumo distorsiona la planificación: cuanto más crezca el autoconsumo, menor será la demanda visible en el sistema, pero mayor la necesidad de flexibilidad para los momentos en que las instalaciones no generan. Las estimaciones de Red Eléctrica para 2030 contemplan un escenario de demanda máxima superior a 45 GW; sin almacenamiento adicional, el sistema podría enfrentar tensiones similares o superiores a las observadas este julio.
Escenarios para los próximos veranos
El regulador y el operador del sistema evalúan introducir mecanismos de respuesta de la demanda más agresivos, como incentivos para desplazar consumo de las horas punta. Al mismo tiempo, el Gobierno mantiene el objetivo de alcanzar el 80 % de generación renovable en 2030. La combinación de ambos objetivos exige que los nuevos proyectos eólicos y de almacenamiento entren en operación antes de que los veranos más cálidos se conviertan en la norma. De no producirse ese ritmo de despliegue, el precio medio de julio podría estabilizarse por encima de los 110 euros/MWh en los próximos tres años.
