Fin de las medidas anticrisis el 1 de junio de 2026: qué cambia en la factura energética y qué ayudas siguen vigentes
El mercado energético de mayo de 2026 deja una lectura bastante clara para empresas e industrias: España sigue teniendo una posición competitiva frente a buena parte de Europa gracias al peso de las renovables, pero el reto ya no está solo en generar energía barata. Está en gestionarla bien.
Durante mayo, el precio medio del mercado eléctrico español se situó en 54,25 €/MWh, por encima de los 42,44 €/MWh registrados en abril. Aun así, el dato sigue lejos de los niveles vistos durante los meses de invierno, cuando el mercado superó los 100 €/MWh en varios periodos.
La clave está en el detalle horario. Las horas solares volvieron a registrar precios muy bajos, incluso prácticamente nulos entre las 13:00 y las 16:00. En cambio, la punta nocturna superó ampliamente los 100 €/MWh, con un máximo horario medio de 122,58 €/MWh a las 22:00.
Para una empresa con consumo eléctrico relevante, esto cambia la forma de tomar decisiones. Ya no basta con mirar el precio medio mensual. Hay que entender cuándo se consume, cuándo se produce, qué parte de la energía puede almacenarse y qué margen existe para desplazar cargas.
España mantiene precios competitivos frente a Europa
En mayo, España quedó prácticamente alineada con Francia y claramente por debajo de mercados como Alemania, Países Bajos e Italia. La diferencia frente a Italia fue especialmente significativa: 65,10 €/MWh, más del doble del precio español.
Esta ventaja responde en buena parte a la elevada aportación renovable, con la solar como protagonista. Pero conviene leer el dato con matices. Un precio medio bajo no significa que el sistema esté menos tensionado; muchas veces significa que la tensión se ha desplazado hacia la gestión horaria.
La electricidad puede ser muy barata al mediodía y muy cara por la noche. Por eso, para una empresa industrial, la competitividad energética depende cada vez más de combinar contratación, autoconsumo, almacenamiento y control de la demanda.
Aquí es donde en Konery desarrollamos nuestra labor en mercados energéticos: analizar la evolución real del mercado para definir estrategias de compra y consumo más ajustadas al comportamiento de cada empresa.
La solar lidera el mix eléctrico español
Uno de los datos más relevantes del mes es el peso de la generación solar. En mayo de 2026, la energía solar fotovoltaica alcanzó el 31,11% del mix eléctrico nacional, situándose como la principal fuente de generación del sistema.
La nuclear aportó un 17,14%, manteniendo su papel como tecnología firme libre de emisiones. La eólica representó el 14,82% y la hidráulica alcanzó el 12,88%. En conjunto, la producción libre de emisiones rozó el 76% de la generación total.
Este escenario confirma una tendencia que ya se venía observando en los últimos meses: la fotovoltaica ha dejado de ser una tecnología complementaria para convertirse en una pieza central del mercado eléctrico español.
Para las empresas, esto tiene una doble lectura. Por un lado, el autoconsumo sigue siendo una herramienta muy potente para reducir costes y dependencia de la red. Por otro, la abundancia de energía solar en las horas centrales obliga a diseñar mejor los proyectos, porque el valor ya no está solo en producir más, sino en aprovechar mejor lo que se produce.
La volatilidad horaria cambia la rentabilidad del autoconsumo
El comportamiento horario de mayo es probablemente el dato más importante del mes. La generación solar presiona los precios a la baja durante el día, pero el sistema sigue necesitando tecnologías de respaldo cuando cae la producción fotovoltaica y la demanda se mantiene alta.
Esto provoca una curva muy polarizada: precios casi nulos en las horas solares y picos fuertes al final del día.
Para una empresa con instalación fotovoltaica, esta situación no reduce el valor del autoconsumo. Lo transforma. Una planta solar bien dimensionada sigue ayudando a bajar costes, pero su rentabilidad mejora cuando se acompaña de herramientas que permiten consumir mejor, almacenar excedentes o reducir exposición a las horas caras.
Por eso, el análisis de mayo refuerza el valor de soluciones como:
- baterías físicas o almacenamiento energético
- monitorización avanzada de consumos
- automatización de cargas
- revisión de curvas de demanda y producción
- estrategias de compra indexada con gestión activa
En este punto, el servicio de gestión y almacenamiento gana peso. La oportunidad económica ya no está solo en instalar más potencia, sino en desplazar energía desde las horas de menor valor hacia los momentos en los que realmente reduce coste.
Gas y CO₂ siguen condicionando las horas punta
El gas natural continúa siendo una referencia importante para el mercado eléctrico europeo. En mayo, el MIBGAS se situó en 45,97 €/MWh, un nivel suficientemente alto como para seguir condicionando el coste de la generación térmica.
A esto se suma el precio de los derechos de emisión de CO₂, que alcanzó una media de 74,95 €/t. La combinación de gas y CO₂ mantiene elevados los costes variables de los ciclos combinados, aunque en España su peso directo sobre el precio medio se reduce durante las horas de alta producción solar.
El efecto se concentra sobre todo en las horas punta, rampas de demanda y periodos de menor generación renovable. Dicho de forma sencilla: España depende menos del gas en el promedio mensual, pero el gas sigue marcando parte del coste cuando el sistema necesita respaldo.
Para las empresas, esto mantiene vigente una idea clave: reducir exposición a las horas más caras sigue siendo una decisión estratégica, especialmente para industrias con consumos intensivos o procesos que puedan adaptarse a señales horarias.
La demanda eléctrica todavía no absorbe toda la nueva renovable
La evolución de la demanda también ayuda a entender lo que está ocurriendo. Aunque la electrificación avanza en movilidad, climatización y algunos procesos industriales, el crecimiento del consumo todavía no es lo bastante intenso como para absorber toda la nueva capacidad renovable que entra en el sistema.
Cuando la generación renovable crece más rápido que la demanda flexible, aumentan las horas con precios muy bajos o incluso nulos. Es una buena noticia desde el punto de vista de la descarbonización, pero plantea un desafío económico y operativo.
El sistema necesita más consumo útil en las horas en las que hay energía renovable disponible. Eso pasa por electrificación industrial, vehículo eléctrico, producción de hidrógeno renovable, almacenamiento y gestión activa de la demanda.
Para muchas empresas, revisar su perfil de consumo puede ser tan importante como invertir en nueva generación. El servicio de consumo eficiente ayuda precisamente a detectar dónde se pierde energía, qué procesos pueden ajustarse y cómo reducir el coste real de la operación.
Los futuros muestran una señal interesante: baja el gas, sube la electricidad
Los precios futuros de gas corrigieron en todos los tramos analizados, con una caída especialmente relevante en Q2 2027. Esta evolución sugiere una expectativa de normalización del gas a medio plazo.
Sin embargo, los futuros de electricidad subieron. Esta divergencia es importante, porque indica que el mercado eléctrico está incorporando riesgos que no se explican solo por el coste del combustible Entre ellos aparecen la disponibilidad de potencia firme, las restricciones de red, la volatilidad renovable y la necesidad de cobertura en las horas no solares.
Evolución del precio del petróleo Brent en mayo de 2026
En mayo de 2026, el barril de Brent se situó en 107,14 €, manteniéndose en niveles elevados y reforzando la presión sobre los costes energéticos internacionales. Aunque su impacto directo sobre el mercado eléctrico español es menor que el del gas o el CO₂, el petróleo sigue siendo una referencia relevante para la evolución de los mercados globales, los costes logísticos y las expectativas de inflación energética.
La fiscalidad energética vuelve a pesar en la factura
Desde el 1 de junio de 2026 se desactivan medidas fiscales reducidas aplicadas a electricidad y gas, con la recuperación del IVA general del 21% y del Impuesto Especial sobre la Electricidad, según la información tributaria publicada por la Agencia Tributaria.
Este cambio no afecta al precio mayorista, pero sí a la factura final. Y en un mercado con diferencias horarias tan marcadas, el impacto fiscal refuerza todavía más el valor de la eficiencia, el autoconsumo, las baterías y la contratación bien gestionada.
Para una empresa, cada kWh evitado, desplazado o mejor comprado tiene más peso cuando el coste final incorpora de nuevo una fiscalidad más alta.
Qué debería hacer una empresa ante el escenario de mayo
Mayo de 2026 deja varias conclusiones prácticas para empresas con consumo eléctrico relevante:
- Revisar si la instalación fotovoltaica actual está optimizada hora a hora, no solo en balance mensual.
- Analizar si tiene sentido incorporar almacenamiento para reducir exposición a las horas punta.
- Identificar consumos desplazables hacia las horas de mayor producción solar.
- Valorar contratos indexados o estrategias de compra con seguimiento activo del mercado.
- Medir excedentes, autoconsumo real y consumo de red con datos actualizados.
- Integrar producción, consumo y almacenamiento en una misma estrategia energética.
En Konery trabajamos precisamente en esa visión integral: producción fotovoltaica, mercados energéticos, eficiencia y almacenamiento como partes de una misma estrategia para reducir costes y mejorar la competitividad de la empresa.
Conclusión
Mayo de 2026 confirma que España mantiene una ventaja renovable clara frente a otros mercados europeos. La solar lidera el mix, la generación libre de emisiones roza el 76% y el precio medio sigue en niveles competitivos.
Pero el mensaje de fondo es otro: el mercado eléctrico español entra en una fase en la que la volatilidad horaria importa tanto como el precio medio. La energía puede ser muy barata durante el día y muy cara al final de la jornada, así que la rentabilidad ya no depende solo de producir, sino de gestionar.
Para las empresas, la oportunidad está en adaptar su estrategia energética a este nuevo escenario. Quien combine autoconsumo, almacenamiento, monitorización y una buena estrategia de compra tendrá más margen para reducir costes, ganar estabilidad y convertir la volatilidad del mercado en una ventaja.
FAQs
¿Cuál fue el precio medio de la electricidad en mayo de 2026?
El precio medio del mercado eléctrico español en mayo de 2026 fue de 54,25 €/MWh, por encima del dato de abril, pero todavía lejos de los máximos registrados durante los meses de invierno.
¿Por qué hubo tanta diferencia entre las horas solares y las horas nocturnas?
Porque la producción solar fue muy elevada durante las horas centrales del día, lo que redujo el precio en ese tramo. Al caer la generación fotovoltaica por la tarde-noche, el sistema necesitó tecnologías de respaldo más caras y el precio volvió a subir.
¿Qué peso tuvo la energía solar en mayo de 2026?
La solar fotovoltaica alcanzó el 31,11% del mix eléctrico nacional, convirtiéndose en la principal tecnología de generación del mes.
¿Pierde valor el autoconsumo si hay precios bajos al mediodía?
No. El autoconsumo sigue teniendo valor, pero debe diseñarse y gestionarse mejor. En un mercado con muchas horas solares baratas, las baterías, la monitorización y el ajuste de consumos ayudan a mejorar la rentabilidad.
¿Qué papel tiene el almacenamiento energético?
El almacenamiento permite guardar energía en horas de menor precio o mayor producción solar para utilizarla cuando el coste de la red es más alto. En un mercado cada vez más volátil, su papel pasa de ser opcional a estratégico.
