El calor y la incertidumbre internacional hacen repuntar los precios de la luz este verano
El ‘pool’ subió un 28,32% en junio, hasta 69,59 euros/MWh, por la mayor demanda estacional, pero la prima de riesgo por las cotizaciones del gas podría durar hasta el invierno
Las olas de calor tempranas, con el consiguiente aumento de la demanda de electricidad por el uso de aires acondicionados, y la falta de viento que obliga a sustituir la energía eólica por los ciclos combinados de gas natural, un combustible cuyo encarecimiento se mantiene ante la incertidumbre que no cesa sobre el estrecho de Ormuz, van a marcar los precios de la luz en los próximos meses.
A la subida estacional propia del verano se unen estos factores, que se han traducido en un aumento del precio del mercado mayorista (pool) del 28,32% en junio respecto a mayo, hasta 69,59 euros MWh, aunque un 4,1% menos que en junio del año pasado, en que se alcanzaron los 72,60 euros. Según un informe de Grupo ASE, la demanda repuntó el mes pasado un 10% sobre el mes anterior, aunque fue ligeramente menor a la de junio de 2025, a pesar del contexto de tensión en los precios internacionales del gas por la Guerra de Irán, que afectan a los de la electricidad.
Aun con todo, el aumento de la generación nuclear y la renovable, principalmente eólica y solar, redujo un 17,9% la necesidad de generación con gas y evitó, una vez más, que los precios en España escalaran como lo han hecho en el resto de Europa. Así, en Alemania se dispararon hasta 106,83 euros MWh, un 54% más que en España; en Italia superaron los 132 euros/MWh y en Francia se mantuvieron en niveles parecidos los españoles: 66,07 euros/MWh. El papel de las renovables se evidencia en que el precio de “las horas sin sol” en junio superaron los 100 euros euros/MWh en el pool. El análisis de Grupo ASE señala que los diferenciales entre las horas más baratas y más caras del día están ganando peso en la gestión energética de las empresas.
El mes pasado, la producción fotovoltaica superó los 7.000 GWh y encabezó el mix eléctrico con el 29,5% de la generación total, seguida de la nuclear, con el 18,5%. La potencia fotovoltaica instalada alcanzó los 45.262 MW y, en las horas de radiación solar, llegó a cubrir hasta el 45% de las necesidades del sistema. En este periodo, las nucleares han llegado a trabajar al 87% de su capacidad y la generación aumentó un 8,6%. Esta energía ha logrado un funcionamiento estable al haber estado todas las plantas operativas, salvo las paradas programadas.
Previsiones
El mes de julio ha comenzado con una contención de precios, gracias al viento y la consiguiente producción eólica. Pero si persiste el calor y con él los anticiclones estivales, y las cotizaciones del gas siguen altas, los precios de la luz tampoco se contendrán, según los expertos. De hecho, los mercados de futuros, que bajaron de 60 euros/MWh tras conocerse el acuerdo de paz entre Estados Unidos e Irán, han vuelto a subir, “pues el mercado no tiene claro cuándo se va a normalizar la situación, a la vista de que Irán sigue manteniendo el control del estrecho de Ormuz”, añade.
En el caso del consumidor español, ya en junio se encontró en su factura con la recuperación del IVA de la luz, del 10% al 21%, que el Gobierno había bajado temporalmente en marzo dentro del paquete de medidas para paliar los efectos de una guerra que Estados Unidos declaró a Irán el 28 de febrero. En el caso de los 8,4 millones de clientes con tarifa regulada, el Precio Voluntario del Pequeño Consumidor (PVPC), el 40% del coste de la energía está vinculado a los precios diarios del mercado mayorista y, desde el pasado enero, un 60% lo marcan los mercados de futuros. En el caso de los usuarios en el mercado libre, el precio de la energía es el que hayan pactado en su contrato, que suele durar un año.
En junio, el mercado de futuros de la electricidad solo registró descensos ligeros pese al inicio de las conversaciones para un acuerdo de paz duradero entre Irán y EE UU. Los precios de la curva del segundo semestre de 2026 cotizan en torno a 86,50 euros/MWh, mientras que el producto anual 2027 se mantiene claramente por encima de 60 euros/MWh, sin apenas variación, según el operador del mercado, OMIP. Las dudas sobre una apertura definitiva del estrecho de Ormuz, las bajas reservas de gas en Europa y el incremento del precio de las emisiones de CO2, hasta casi 80 euros/tonelada, siguen manteniendo elevada la prima de riesgo sobre los mercados de la electricidad europeos.
El precio medio del gas de referencia en Europa (el TTF holandés) se situó en junio 44,66 euros/MWh, un 4,7% menos que en mayo y el hub español de gas, Mibgas, también registró una ligera bajada mensual del 2,2%, hasta 45,12 euros/MWh.
Menos costes
Una ventaja del verano es que los llamados costes del sistema bajan. Entre ellos, se encuentra el de los servicios de restricciones, que incluyen la operación reforzada que aplica el operador del sistema, Red Eléctrica (REE) desde el apagón del 28 de abril de 2025, que consiste en la programación masiva de centrales de ciclo combinado que proporcionan control de tensión. Habitualmente, en primavera (con baja demanda y temperaturas templadas) los ciclos combinados no casan en las subastas del mercado diario, sino que entran por restricciones al mayor precio al que no logró casar. Ya en verano, con mayor demanda casan con el precio marginal.
Los costes del sistema situaron el precio medio de la electricidad en 87,40 euros/MWh en junio y se moderaron hasta 17,81 euros/MWh, frente a los 21,97 euros/MWh de mayo. A pesar de esta reducción, dichos costes se mantienen en niveles muy elevados, con una clara tendencia al alza y un incremento del 10,8% respecto a junio de 2025. En los últimos 10 años los costes del sistema se situaron en una media de 6,53 euros/MWh, que se han ido disparado desde el apagón: 17,12 euros/MWh en 2025 y, en lo que va de 2026, 22,22 euros/MWh, lo que representa el 45% del precio final de la energía.