GUÍA SRAD 2026 PARA EMPRESAS: qué es, requisitos e ingresos
El mercado energético español cerró julio de 2026 con un cambio significativo respecto a los meses de primavera. El fuerte aumento de la demanda estival, el encarecimiento del gas y de los derechos de emisión, y una aportación relevante de los ciclos combinados llevaron el precio eléctrico hasta 104,80 €/MWh, su nivel más alto desde diciembre de 2024.
Este escenario pone el foco en el siguiente gran reto de la transición energética: integrar mejor las renovables mediante almacenamiento, redes, interconexiones y una demanda más flexible.
El precio eléctrico sube un 50,5% en un mes
El precio medio del mercado eléctrico español alcanzó en julio los 104,80 €/MWh, según marca OMIE. Esta cifra representa:
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Un aumento del 50,5% frente a junio de 2026, cuando el precio fue de 69,64 €/MWh.
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Un incremento interanual del 49,7% respecto a julio de 2025, con 70,01 €/MWh.
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El precio mensual más alto desde diciembre de 2024, cuando se registraron 111,24 €/MWh.
La subida rompe con el periodo de precios moderados observado durante la primavera. Después de caer hasta 16,61 €/MWh en febrero y mantenerse entre 42 y 54 €/MWh de marzo a mayo, el mercado encadenó dos incrementos intensos en junio y julio.
La curva horaria conservó un patrón ya conocido: precios más bajos en las horas de mayor producción solar y un fuerte repunte al anochecer. Sin embargo, esta vez incluso el valle solar se mantuvo lejos de los valores casi nulos de meses anteriores.
Entre las 12:00 y las 17:00, los precios oscilaron entre 32,71 y 45,12 €/MWh. En cambio, la tensión aumentó entre las 21:00 y las 23:00, cuando la caída de la producción fotovoltaica coincidió con una demanda todavía elevada.
La madrugada tampoco ofreció alivio: entre las 00:00 y las 08:00, los precios se situaron mayoritariamente entre 141 y 157 €/MWh. El máximo horario medio fue de 178,61 €/MWh. Así, julio no solo dejó una rampa vespertina costosa, sino un bloque nocturno completo con precios elevados.
Comparativa de precios eléctricos en Europa
En julio, el precio español quedó prácticamente alineado con los de Alemania y Países Bajos. España fue apenas un 0,6% más barata que Alemania y un 1% más barata que Países Bajos, por lo que desapareció casi por completo la ventaja observada durante abril, mayo y junio.
La convergencia muestra que la combinación de una demanda elevada y unos costes térmicos al alza puede reducir temporalmente el efecto competitivo de la generación renovable.
Francia registró un precio un 9,1% inferior al español, favorecida por la disponibilidad de generación nuclear y una menor exposición marginal al gas. Italia volvió a ser el mercado más caro, con 157,04 €/MWh, un 49,8% por encima de España. Su mayor dependencia del gas, las limitaciones de interconexión y la demanda de refrigeración aumentaron su exposición al encarecimiento térmico.
El gas vuelve a marcar el ritmo del mercado
El precio medio de MIBGAS se situó en 55,57 €/MWh en julio. Tras moderarse entre abril y junio, el gas volvió a acelerarse con fuerza, confirmando un cambio frente a la tendencia descendente de la segunda mitad de 2025.
Europa ha diversificado su suministro al sustituir parte del gas ruso por gas natural licuado (GNL), pero esa transformación también la ha hecho más sensible a la demanda asiática, las restricciones en las rutas marítimas y las tensiones geopolíticas.
España cuenta con una amplia capacidad de regasificación, lo que reduce el riesgo físico de escasez frente a otros países europeos. Sin embargo, no la aísla del riesgo de precio: MIBGAS sigue condicionado por el valor internacional del GNL y por la evolución del TTF.
Esta subida tuvo un efecto directo sobre la electricidad porque los ciclos combinados aportaron el 20,08% del mix. Durante buena parte de las horas sin sol, el gas volvió a desempeñar un papel decisivo en la formación del precio.
Récord fotovoltaico, pero también más ciclos combinados
La generación solar lideró el mix con un 30,66%. Dentro de ella, la fotovoltaica representó el 28,3% de la producción nacional y alcanzó un nuevo máximo mensual de 7.696 GWh. El 8 de julio también estableció un récord diario de 278,6 GWh.
El dato confirma el avance de la energía solar en España, pero comparte protagonismo con otro movimiento relevante: los ciclos combinados alcanzaron el 20,08%, frente al 15,65% de junio. Su mayor utilización permitió responder al aumento de la demanda y cubrir las horas en las que la producción solar desaparece, aunque a un coste elevado por la subida simultánea del gas y del CO₂.
La nuclear aportó un 18,25%, manteniendo su papel como generación firme baja en carbono. La eólica se situó en el 14,35%, por debajo del 15,75% de junio, y la hidráulica descendió hasta el 7,61%. El menor peso de estas dos últimas tecnologías limitó la capacidad de atender las puntas con fuentes gestionables y sin coste de combustible.
La demanda eléctrica se eleva por las altas temperaturas
La demanda alcanzó los 23.458 GWh en julio, impulsada principalmente por el uso de sistemas de climatización durante las altas temperaturas.
Una mayor demanda puede ayudar a absorber la nueva capacidad renovable, pero importa tanto su volumen como el momento en el que se produce. La refrigeración aumenta el consumo durante las horas solares y contribuye a reducir vertidos y canibalización. El problema aparece cuando ese consumo se prolonga hacia el atardecer, elevando la necesidad de respaldo térmico.
No todo este crecimiento puede interpretarse, por tanto, como una electrificación estructural de la economía. El verdadero avance llegará de la mano de consumos capaces de adaptarse a las señales horarias del mercado: recarga inteligente de vehículos eléctricos, almacenamiento térmico, electrolizadores, bombeo y procesos industriales flexibles.
El Brent se modera, pero el CO2 encarece aún más la generación térmica
El petróleo Brent pasó de 66,60 dólares por barril en enero a un máximo de 117,29 dólares en abril, antes de corregir hasta aproximadamente 83,76 dólares por barril en julio.
El descenso desde los máximos de primavera sugiere una reducción de la prima de riesgo inmediata, aunque el precio sigue siendo elevado en términos interanuales. Las decisiones de la OPEP+, la demanda asiática, los inventarios comerciales y la seguridad de las rutas marítimas continuarán marcando su evolución.
Su efecto directo sobre el mercado eléctrico español es limitado, pero el Brent influye en la inflación energética, el transporte, los costes industriales y, de manera indirecta, en los mercados internacionales de GNL.
Por otro lado, los derechos de emisión volvieron a superar los 80 €/t, con un precio de 80,41 €/t. Su impacto fue especialmente visible porque el mayor uso de los ciclos combinados coincidió con el encarecimiento del combustible.
Esta combinación elevó el coste variable de la generación térmica y ayuda a explicar por qué el precio nocturno permaneció por encima de 140 €/MWh durante muchas horas. Las renovables reducen la frecuencia con la que las centrales fósiles fijan el precio, pero su influencia continúa siendo elevada cuando resultan necesarias para completar el balance del sistema.
Los futuros no anticipan una corrección inmediata
Los futuros de gas subieron en todos los plazos, con especial intensidad en los contratos más próximos. El Q3-26 aumentó 15 €/MWh y el Q4-26, 12 €/MWh.
La curva cerró julio con una pendiente descendente, desde 57 €/MWh en el Q3-26 hasta 37 €/MWh en el Q2-27. Esto refleja una prima elevada por el riesgo inmediato y cierta expectativa de moderación en 2027. Aun así, la subida de los productos del próximo año indica que el mercado no considera la tensión puramente coyuntural.
En electricidad, el Q3-26 cerró en 106,5 €/MWh, prácticamente en línea con el precio spot medio de julio. El mercado no esperaba, por tanto, una corrección inmediata durante el resto del verano.
El Q4-26 se situó en 85 €/MWh y el Q1-27 cayó hasta 48,1 €/MWh. El posterior repunte del Q2-27 hasta 67,5 €/MWh muestra que la curva no responde a un simple descenso estacional: los contratos también incorporan distintas expectativas sobre demanda, generación renovable, reservas hidráulicas, disponibilidad nuclear y costes térmicos.
Conclusión: más renovables, pero también más integración
Julio de 2026 marca una ruptura con los bajos precios de la primavera. La electricidad alcanzó 104,80 €/MWh, un 50,5% más que en junio y casi un 50% más que un año antes. No existe una causa única: el aumento responde a una demanda excepcionalmente elevada, una menor aportación relativa de la eólica y la hidráulica, un mayor uso de los ciclos combinados y la subida conjunta del gas y el CO₂.
La solar volvió a liderar el mix y batió récords, pero el sistema necesitó que los ciclos combinados generasen una quinta parte de la electricidad. La lección es clara: la siguiente fase de la transición energética no puede limitarse a instalar más capacidad renovable. Debe acelerar su integración mediante almacenamiento, redes, interconexiones, respaldo firme bajo en carbono y una demanda verdaderamente flexible.
En Konery creemos que comprender estas señales es esencial para anticipar riesgos, detectar oportunidades y tomar mejores decisiones energéticas.
