Julio de 2026 ha dejado una señal relevante para las empresas españolas: una elevada producción solar no garantiza por sí sola un precio eléctrico mensual reducido. El mercado mayorista superó los 104 €/MWh durante el mes, pese a registrarse una producción fotovoltaica récord. El encarecimiento del gas, el crecimiento de la demanda asociado al calor y una menor aportación eólica terminaron imponiéndose en la formación del precio.
El dato más importante no es únicamente el promedio mensual. Julio también mostró diferencias muy amplias entre las horas más baratas y las más caras. El diferencial intradiario medio de una hora alcanzó 148 €/MWh en España, un máximo histórico que incluso superó los niveles observados durante la crisis energética de 2022.
Para industrias, pymes y empresas del sector terciario, este escenario obliga a mirar más allá del precio medio del pool. El coste final depende cada vez más del horario de consumo, la modalidad contractual, la exposición a los servicios del sistema y la capacidad de trasladar demanda hacia las horas con mayor generación renovable.
Por qué subió el mercado eléctrico en julio de 2026
El informe mensual de OMIE correspondiente a julio de 2026 permite situar la evolución del mercado eléctrico dentro de un mes marcado por varios factores simultáneos.
En primer lugar, aumentó la demanda. Según Red Eléctrica, la demanda de energía eléctrica de España creció un 3,5% en julio. Las temperaturas elevadas incrementaron el uso de refrigeración en oficinas, comercios, hoteles, centros logísticos e instalaciones industriales.
En segundo lugar, el gas volvió a ejercer presión sobre el mercado eléctrico europeo. Los futuros TTF para entrega en el mes siguiente alcanzaron en julio un promedio de 53,99 €/MWh, un 20% más que en junio de 2026 y su nivel más alto desde febrero de 2023. Aunque el TTF no se traslada de forma automática y proporcional al precio español, el gas condiciona el coste de las centrales de ciclo combinado que cubren parte de la demanda cuando otras tecnologías no resultan suficientes.
A ello se sumó una menor producción eólica. La fotovoltaica alcanzó registros elevados, pero su generación se concentra en las horas centrales del día. Cuando cae el sol y se mantiene la demanda, el sistema necesita recurrir a otras tecnologías, generalmente más caras. Esta combinación explica que puedan coexistir precios reducidos en determinadas horas y valores muy superiores al final de la tarde o durante la noche.
La volatilidad horaria cambia el coste real de las empresas
El diferencial intradiario registrado en julio refuerza una tendencia estructural del sistema eléctrico: el momento en que se consume importa cada vez más. Dos empresas con el mismo consumo mensual pueden soportar costes distintos si una concentra su actividad en las horas solares y otra lo hace en las franjas de mayor demanda y menor generación renovable.
Las consecuencias dependen especialmente de la modalidad de contratación:
- Contratos indexados: trasladan con mayor rapidez las oscilaciones horarias del mercado. Pueden beneficiarse de las horas baratas, pero también quedan expuestos a las puntas de precio.
- Contratos a precio fijo: aportan previsibilidad durante el periodo acordado, aunque la oferta suele incorporar primas de riesgo, condiciones de revisión y costes adicionales que deben examinarse.
- Fórmulas mixtas: combinan bloques de energía fijados con una parte indexada. Su utilidad depende de que los porcentajes y periodos de cobertura se adapten al consumo real.
El precio del mercado diario tampoco representa la factura completa. Los servicios de operación acumularon durante 2026 un sobrecoste medio de 22,09 €/MWh hasta comienzos de agosto, con un impacto agregado estimado de 3.160 millones de euros. La repercusión concreta sobre cada consumidor depende de su contrato y de cómo se trasladen estos conceptos.
Red Eléctrica ha anunciado medidas para reducir el uso de restricciones técnicas y facilitar la integración renovable. No obstante, las empresas deben incluir estos costes en sus análisis y evitar evaluar ofertas comparando únicamente el precio de la energía.
Recomendaciones de GCenergy
Ante un mercado con precios medios elevados y fuertes diferencias horarias, las decisiones de contratación deben apoyarse en datos de consumo propios. No existe una fórmula válida para todas las empresas.
- Analizar la curva de carga horaria. Conviene identificar cuánto consumo se concentra en horas solares, puntas de precio, noches y fines de semana. Una factura mensual no ofrece información suficiente para evaluar la exposición real.
- Comparar ofertas con un coste anual completo. Además del precio fijo o la referencia al pool, deben revisarse honorarios, primas, desvíos, servicios de operación, garantías, permanencias, revisiones y condiciones de renovación.
- Simular distintos escenarios. Una oferta debería evaluarse con hipótesis de mercado altas, medias y bajas. También es recomendable comprobar el impacto de cambios en producción, horarios o necesidades de climatización.
- Estudiar la flexibilidad del consumo. Procesos auxiliares, bombeos, frío industrial, carga de baterías, climatización o recarga de vehículos pueden desplazarse en algunos casos hacia horas más competitivas.
- Revisar potencia y penalizaciones. La optimización no debe limitarse al término de energía. Las potencias contratadas, los excesos y la energía reactiva pueden generar costes evitables.
- Definir una política de coberturas. Las empresas con consumos significativos deberían establecer quién toma las decisiones, qué porcentaje puede fijarse y con qué horizonte, evitando contratar únicamente como reacción a movimientos puntuales.
La claridad contractual también es esencial. La CNMC ha señalado que las comercializadoras de electricidad y gas tienen margen de mejora en la contratación con sus clientes. Antes de firmar, resulta prudente exigir una descripción comprensible de todos los componentes del precio y del procedimiento aplicable ante modificaciones o renovaciones.
Cómo preparar la contratación eléctrica tras un julio volátil
Julio de 2026 confirma que la expansión solar está transformando el mercado, pero no elimina la exposición al gas, a la demanda estacional ni a la disponibilidad de otras tecnologías. El resultado es un sistema con oportunidades durante ciertas horas y riesgos importantes en otras.
Las empresas deberían utilizar este episodio para revisar su estrategia antes de la siguiente renovación contractual. El primer paso consiste en reconstruir el coste horario real; el segundo, separar qué componentes pueden negociarse o gestionarse; y el tercero, elegir una combinación equilibrada entre estabilidad y exposición al mercado.
La principal conclusión empresarial es clara: ya no basta con negociar un buen precio medio. La competitividad energética depende de contratar con criterios técnicos, conocer el perfil de consumo y aprovechar de forma organizada las horas en las que la abundancia renovable ofrece mejores condiciones.
