El precio diario del mercado mayorista (POOL) en julio promedió los 70,01 €/MWh, lo que representa un -3,57% respecto al valor de junio (72,60 €/MWh) y un -3,2% respecto al de hace un año (72,31 €/MWh). De hecho, el de julio de 2025 ha sido el precio más bajo de los últimos 5 años, cuyo promedio se sitúa en 116,66 €/MWh.
Los costes del sistema, que se mantienen elevados desde el apagón, registran un aumento del 97%
Los costes provisionales del sistema eléctrico en julio se situaron en 16,15 €/MWh. En comparación con los de hace 12 meses (8,19 €/MWh), el aumento alcanza el 97%. De enero a julio, estos importes promedian los 16,87 €/MWh, frente a los 11,53 €/MWh registrados en el mismo periodo de 2024. Como ya advertimos en el informe anterior, la elevación de los costes del sistema podría mantenerse durante los próximos años, en respuesta a la política de seguridad de Red Eléctrica de España (REE) para dar más estabilidad al sistema tras el apagón del 28 de abril a través de un mayor uso de los ciclos combinados de gas (CCG).
Las olas de calor acentúan la volatilidad de los precios
Según explican nuestros analistas en el Informe del mercado energético, el vaivén térmico de los últimos días ha tenido efectos directos sobre los precios de la electricidad. Aunque julio arrancó con una fuerte ola de calor que dejó valores entre los 80 €/MWh y los 100 €/MWh, la aparición de las lluvias en la última semana del mes, junto con los fuertes vientos y el descenso de las temperaturas, frenaron el impulso de los precios.
Así, el valor promedio registrado durante la última semana de julio descendió a 41,25 €/MWh, en una nueva evidencia de que la climatología va aumentando paulatinamente su influencia sobre el mercado eléctrico. Las temperaturas más suaves del último tramo del mes y el impulso del viento provocaron un descenso de la demanda y un aumento de la generación eólica, lo que a su vez logró rebajar la dependencia de los CCG.
Aún con todo, los ciclos de gas incrementaron su producción un 33,6% para satisfacer el crecimiento medio de la demanda en julio (+2,6%) y el aumento del saldo exportador de electricidad con nuestros países vecinos (+45,2%).
Con el anunciado retorno del calor extremo a la península a principios de agosto, la generación eólica se verá reducida y los ciclos combinados recuperarán protagonismo para volver a impulsar los precios de la electricidad.
La demanda de electricidad frena su aumento al 2,6%
La demanda eléctrica creció un 2,6% en julio respecto a hace un año. Pese a ser un buen dato, se sitúa por muy debajo del extraordinario registro de junio (+10,6%). En lo que va de año, la demanda ha crecido un 2,5%. Crece sobre todo por la noche en tasas superiores al 3,5%, mientras que en las horas solares tan solo lo hace en tasas del 1,5% o ligeramente superiores.
La baja señal de precio en las horas de mayor radiación (entre las 10:00 y las 18:00 horas), con un precio medio de 33,03 €/MWh, frente a los 92,21€/MWh del resto horas, no fue suficiente para atraer más demanda. Y es que, como venimos señalando en nuestros informes, la elasticidad de la demanda eléctrica a las señales de precio es muy débil, ya que comporta patrones de actividad económica y social. Solo la posibilidad de modular la demanda eléctrica a través de baterías podría responder a la necesidad de acoplarse a la nueva oferta de generación fotovoltaica.
El saldo exportador de la electricidad de España se dispara un 45,2%
El incremento de la demanda eléctrica de nuestros países vecinos elevó nuestro saldo exportador en un 45,2% respecto a hace un año. Un aumento que se situó, en el caso de Portugal, en el 20% (hasta los 1.271 TWh). Por su parte, España redujo el saldo importador con Francia en un 65,8% (hasta los 361 TWh). Y es que, en julio, la capacidad nuclear en Francia se vió reducida por las altas temperaturas de los ríos, lo que impide enfriar las centrales nucleares y obliga a interrumpir su capacidad.
La mayor demanda de electricidad (+2,6%) y el aumento del saldo exportador permitieron que la generación en España creciera un destacable 5,5% en julio.
La generación eólica rompe la tendencia bajista de los últimos meses
La generación eólica volvió a incrementarse tras la baja producción del último trimestre, muy por debajo de la media de los últimos cinco años. En julio, el aporte eólico aumentó hasta los 144 TWh/día, un 35% más que el mes anterior (107 TWh) y un 9,6% por encima del promedio del último lustro (117 TWh). Este incremento fue posible gracias a la producción de la última semana del mes, que se elevó hasta los 210 TWh/día y contribuyó al descenso de los precios.
La potencia instalada fotovoltaica se acerca a un nuevo récord anual
La generación fotovoltaica sumó en julio más de 500 MW de nuevas instalaciones, cerrando el mes con una capacidad total de 35.574 MW. Eso la convierte en la tecnología con mayor potencia instalada en España, por delante de la eólica (32.566 MW) y de los ciclos combinados (26.250 MW). De mantenerse este ritmo de crecimiento, la nueva potencia fotovoltaica en 2025 podría alcanzar los 7.000 MW, superando los 6.735 MW de 2024.
No obstante, el precio del gas natural en el mercado holandés (TTF), de referencia europea, cerró junio con una tendencia ligeramente alcista que le situó en 36,60 €/MWh, lo que supone un 5,3% más que mayo y un 5,4% más que hace un año. Los precios del centro español de gas (PVB) también registraron una elevación de los precios cercana al 7,8% respecto al año pasado, con un valor que alcanzó los 36,67 €/MWh.
El precio del gas TTF registra un descenso del 9%
El precio del mercado holandés de gas spot de referencia europea (TTF) cerró julio con un precio promedio de 33,29 €/MWh, un 9% inferior a junio (36,60 €) pero un 3,5% más alto que el mismo mes del año pasado (34,20 €). Los precios del centro español de gas PVB también registraron una reducción hasta los 33,89 €/MWh.
Este descenso obedece a la relajación de los objetivos de llenado de las reservas de gas de los países de la UE al 80% antes del 1 de noviembre, respecto al objetivo anterior del 90% comprometido por la Comisión Europea. Circunstancia que relaja las necesidades de compra de gas para inyección durante el verano, aunque a su vez puede aumentar las compras de durante el invierno.
Los futuros de gas en Europa registran subidas del 4% para el final de 2025 y 2026
Los contratos de los futuros de gas del TTF para el inverno de 2025 y el año 2026 han incrementado su precio cerca de un 4% durante julio, respecto a finales de junio. Los precios de los futuros de electricidad, que se mantiene indexados al gas (TTF) y mercado de emisiones de CO₂ (EUA) también han respondido con subidas. El precio del Yr-26 del mercado español se incrementó un 3,6% en junio hasta los 63,10 €/MWh, mientras que su homólogo alemán subió hasta los 88,88 €/MWh (+2,6%).
Vía: Grupo Ase
