Julio ha traído una sacudida en el precio de la electricidad. A falta de siete días para cerrar el mes, el mercado mayorista, conocido como el ‘pool’, ha escalado hasta una media de 80,22 euros por megavatio hora (€/MWh). Este coste supone un incremento del 373,83% respecto al mes de mayo, cuando se situó en apenas 16,93 €/MWh.
“Es el tercer mes más caro de lo que llevamos de 2025, solo por detrás de febrero (108,31 €/MWh) y enero (96,69 €)”, explica a Artículo14 Antonio Aceituno, CEO de Tempos Energía. En comparación con julio del año pasado, el aumento es de dos dígitos: un 10,93% más caro. Un porcentaje similar al registrado en comparación con el pasado mes de junio (un 10,5%).
¿Qué está detrás de esta escalada? Según coinciden los expertos, la respuesta no tiene un único factor, aunque hay uno que sobresale.
Fuerte incremento de la demanda
“La gran protagonista es la demanda eléctrica, que en julio ha alcanzado su pico anual”, resume Aceituno. La media de consumo se ha disparado hasta los 29.987 MWh, un 23,91% más que en mayo y un 6,22% más que en junio. Esta subida ha obligado a activar tecnologías más caras para cubrir el sistema, en especial las centrales de gas.
Lo corrobora también a este medio Juan Antonio Martínez, analista energético de ASE Group: “El aumento de la demanda es mucho más importante que cualquier otra variable para explicar el incremento del precio. Es a su vez el factor que está detrás del 90% del incremento de la producción de los ciclos combinados”.
El incremento de la demanda, como apuntan ambos expertos, responde a una combinación de factores: una mayor actividad económica, el aumento del turismo, los fuertes episodios de calor, y nuevos focos de consumo como los centros de datos y la movilidad eléctrica.
¿No abaratan las renovables?
Durante la pasada primavera, las lluvias situaron a las centrales hidroeléctricas como actores clave para contener precios. Pero el agua ha dejado de ser protagonista. “Los embalses ya están en modo ‘coste de oportunidad’ y la producción hidráulica se ha desplomado”, explica Aceituno. Ahora mismo, el agua aporta una media diaria de 2.874 MWh, lo que supone una caída del 43,05% respecto a mayo y del 14,83% respecto a junio.
“Allí donde brilla el sol, los precios bajan: entre las 8:00 y las 20:00 horas”, explican desde Tempos Energía.
Con el bajón de la aportación hidráulica, la producción fotovoltaica actúa como el gran amortiguador de precios. En lo que va de julio, ha producido una media de 16.658 MWh diarios, un 32% más que en mayo. “Allí donde brilla el sol, los precios bajan: entre las 8:00 y las 20:00 horas, el pool se sitúa en 51,85 €/MWh, un 35,4% más barato que la media diaria”, subraya Aceituno. El viento, por su parte, aunque ha crecido un 26,79% respecto a junio, sigue siendo insuficiente para atender la demanda.
Responden los ciclos combinados
Las centrales nucleares, por su parte, ya operan a plena capacidad y no pueden aumentar su producción para cubrir picos de demanda, explican desde ASE Group. Así, con las hidráulicas en mínimos (tras una primavera excepcional en lluvias) y el viento comportándose de forma errática (algo habitual en los meses de verano), una parte importante de la demanda está siendo cubierta por las plantas más costosas del sistema: los ciclos combinados de gas.
En julio, su producción media, según informa Tempos Energía, ha sido de 5.257 MWh, frente a los 3.433 MWh de mayo. En dos meses, esta fuente de generación ha incrementado su aportación al sistema en un 53,10%.
Este tirón no solo encarece el precio del megavatio. También está afectando a los costes del sistema, un conjunto de pagos asociados al transporte, restricciones o desvíos que se suman al precio publicado por OMIE (el operador del mercado mayorista) en la factura eléctrica final. “El año pasado estaban en torno a 11 o 12 €/MWh; este año han subido hasta los 16 o 17”, apunta Martínez.
¿Y el apagón?
Ambos expertos descartan que el apagón eléctrico del 28 de abril haya influido de forma determinante en el precio de la luz, aunque sí reconocen cambios en la operativa del sistema. En mayo, por ejemplo, los servicios de ajuste -mecanismos que utiliza Red Eléctrica para equilibrar la oferta y la demanda- escalaron a 26,20 €/MWh, un máximo histórico.
“Es un reflejo claro de la cautela y precaución que adoptó Red Eléctrica tras el apagón”, señala Aceituno. Antes de abril, estos servicios rondaban los 14-15 €/MWh. En junio ya habían bajado a 15,60 €/MWh, y en julio marcan una media de 13,90 €/MWh. Para el experto, es la señal de que el sistema ha recuperado la normalidad operativa.
En esta línea, Martínez de ASE Group confirma que Red Eléctrica ha reforzado su estrategia de seguridad, lo que también ha elevado los costes del sistema. Pero matiza: “Es imposible cuantificar cuánto de esa subida se debe al apagón y cuánto a factores estructurales como el mayor uso del gas o la mayor penetración de renovables”.
¿Hasta cuándo?
Para los consumidores, la gran incógnita es si el precio seguirá subiendo. Aunque julio es uno de los meses más caros de esta primera mitad de 2025, aún está por debajo de los picos de principios de año o de los niveles registrados en 2023. “Podríamos estar hablando de un pool por encima de los 100 €/MWh si no fuera por la solar”, avisa Aceituno.
Como hasta ahora, lo que ocurra en los próximos meses dependerá de factores como la evolución de la demanda o la climatológica. Pero si algo ha quedado claro este mes es que, en el sistema eléctrico español, la combinación tirón del consumo y un mayor uso de los ciclos combinados conlleva una subida de los precios.