El pool eléctrico promedió 69,59 €/MWh en junio, un 28,32% más que en mayo, aunque un 4,1% menos que en junio de 2025. Las horas sin sol dispararon el precio por encima de los 100 €/MWh.
El precio de la electricidad en el mercado mayorista español superó los 100 €/MWh durante las horas sin generación solar en junio, según el último informe de Grupo ASE. El pool eléctrico promedió 69,59 €/MWh, un 28,32% más que en mayo, aunque se mantuvo un 4,1% por debajo del mismo mes de 2025.
La subida mensual es habitual por el aumento de la demanda asociado a las altas temperaturas. En junio, la demanda eléctrica repuntó un 10% respecto a mayo, lo que empujó el precio medio al alza. Sin embargo, el precio fue ligeramente más moderado que el del año pasado, incluso en un contexto de tensión en los precios internacionales del gas por la crisis de Irán.
La volatilidad horaria refuerza el valor de la flexibilidad
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. En este contexto, las baterías y otras soluciones de flexibilidad se perfilan como herramientas cada vez más relevantes para adaptar el consumo, reducir exposición a los picos de precio y ganar control sobre los costes eléctricos.
Para las empresas, la clave está en desplazar el consumo a las horas de mayor generación renovable, cuando el precio es más bajo. Quien no pueda hacerlo se enfrenta a picos que en junio superaron los 100 €/MWh.
La renovable y la nuclear amortiguan el impacto del gas
El aumento de la generación nuclear y de la generación renovable variable, principalmente eólica y solar, redujo en un 17,9% la necesidad de generación eléctrica con gas (ciclos combinados) y evitó que los precios escalaran como en el resto de Europa.
En Alemania, el precio de la electricidad se disparó hasta 106,83 €/MWh, un 54% más que en España. En Italia superó los 132 €/MWh, mientras que Francia, con 66,07 €/MWh, se mantuvo en niveles similares al mercado español.
Esta contención del precio diario no se trasladó con la misma intensidad a los mercados de futuros, que mantuvieron una prima de riesgo elevada para los próximos trimestres por la incertidumbre geopolítica, las bajas reservas de gas en Europa y el encarecimiento de los derechos de emisión.
Costes del sistema: bajan frente a mayo pero siguen altos
Los costes del sistema situaron el precio medio final provisional de la electricidad en junio en 87,40 €/MWh. En el mes, estos costes se moderaron hasta 17,81 €/MWh, frente a los 21,97 €/MWh de mayo. A pesar de esa reducción, se mantienen en niveles muy elevados, con una clara tendencia alcista y un incremento del 10,8% respecto a junio de 2025.
En los últimos diez años, los costes del sistema promediaron 6,53 €/MWh. En 2025 se situaron en 17,12 €/MWh y, en lo que va de 2026, alcanzan ya 22,22 €/MWh, lo que representa el 45% del precio final de la energía. Para los consumidores, esto significa que la factura no refleja la caída del pool, ya que los costes fijos siguen al alza.
La fotovoltaica bate un nuevo récord de producción
En junio, la generación fotovoltaica superó los 7.000 GWh y lideró el mix eléctrico con el 29,5% de la generación, seguida por 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 la generación del sistema.
En los últimos cinco años, la producción fotovoltaica se ha multiplicado por tres, desplazando a las centrales térmicas de gas y carbón y presionando a la baja los precios en las horas solares por una situación de sobreoferta. La generación nuclear aumentó un 8,6% en junio, apoyada en un funcionamiento equivalente al 87% de su capacidad. La generación eólica también fue elevada para un mes de junio, con 3.800 GWh, un 18% más que en el mismo mes del año anterior y un 7,1% por encima del promedio de junio de los últimos cinco años.
La demanda por calor impulsa el consumo y cambia el uso de la generación
El aumento de las temperaturas elevó la demanda eléctrica un 10% respecto a mayo, un comportamiento habitual en junio por el mayor uso de refrigeración. En términos interanuales, la demanda apenas creció un 0,5%, pero el dato mensual explica buena parte del repunte del pool frente a mayo.
La generación en España aumentó un 4% pese al escaso crecimiento interanual de la demanda. Ese incremento se explica por el tirón de las exportaciones a Portugal, que alcanzaron 1.436 GWh, y por el consumo para bombeo, el almacenamiento hidráulico a gran escala.
Los futuros mantienen prima de riesgo
El mercado español de futuros de electricidad (OMIP) registró ligeros descensos en junio 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 €/MWh, mientras que el producto anual 2027 (Yr-27) se sitúa en 82,50 €/MWh. Para las empresas que contratan electricidad a plazo, esta prima de riesgo se traduce en sobrecostes que conviene vigilar, sobre todo si la incertidumbre geopolítica se mantiene.
El próximo hito para el sector será la evolución de las temperaturas en julio y agosto, que determinarán si la demanda sigue al alza y si los precios vuelven a superar los 100 €/MWh en horas valle solar.
¿Por qué el precio de la electricidad sube en junio?
En junio aumenta la demanda por el calor (aire acondicionado) y hay menos horas de sol, lo que encarece las horas sin generación solar.
¿Qué son los costes del sistema y cómo afectan a la factura?
Son los peajes, cargos y pagos por capacidad que se añaden al precio del pool. En 2026 suponen el 45% del precio final de la electricidad.
¿Cómo puedo ahorrar en la factura con estos precios?
Desplaza tu consumo a las horas de mayor generación solar (entre las 10 y las 18 horas) y contrata un precio indexado al pool si puedes flexibilizar tu demanda.
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